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Point de vue de Pierre Germain, Associé - Ecube

L’étude présentée a été réalisée à la demande du gestionnaire du réseau de transport de gaz français, GRTgaz. L’objectif est de caractériser le rôle que pourraient jouer les infrastructures de gaz dans des scénarios où la production électrique renouvelable intermittente serait plus importante qu’aujourd’hui.

La problématique des surplus de production intermittente

Aujourd’hui, les capacités de production d’électricité à partir d’énergies de sources renouvelables installées étant faibles par rapport à la consommation intérieure, le système électrique français est capable de gérer les pics de production de ses parcs éoliens et solaires.

Le graphique ci-dessous compare la production d’électricité éolienne et la consommation intérieure sur la période du 14 au 16 décembre 2011, soit les trois jours en 2011 où la production d’électricité du parc éolien français a été la plus importante.


Source : E-CUBE Strategy Consultants / RTE

Le scénario énergétique de l’ADEME « Vision 2050 », publié en novembre 2012, envisage 70 GW d’éolien (7 GW aujourd’hui), 60 GW de photovoltaïque (3 GW aujourd’hui) et une réduction forte de la consommation intérieure en raison des politiques d’efficacité énergétique renforcées. En revanche, le scénario de l’ADEME à horizon 2050 ne chiffre pas les autres capacités du parc de production. En extrapolant le scénario 2030, une hypothèse sur le maintien d’une capacité de 20 GW de nucléaire a, donc, été introduite. Avec une part des énergies renouvelables prépondérante et une production nucléaire qui reste importante, le parc de production est très rigide et le système électrique contraint.


Source : E-CUBE Strategy Consultants / ADEME

À l’horizon 2050, pour estimer le volume des surplus de production, une modélisation de l’équilibre offre/demande heure par heure a été réalisée, en simulant la variabilité (éolien, photovoltaïque, demande) sur la base de données historiques.


Source : E-CUBE Strategy Consultants

Les solutions de gestion de ces surplus et le potentiel de l’électrolyse comme solution de gestion de ces surplus.

Sur le graphique suivant, la production d’électricité a été modélisé heure par heure avec une projection des conditions climatiques telles que rencontrées en 2011 :

  • en abscisses, les heures de l’année,
  • en ordonnées, les puissances,
  • en rouge, les moments où le système électrique sera excédentaire et donc générera le surplus,
  • en noir, le moment où la production d’électricité (au sens nucléaire et énergies renouvelables) sera déficitaire. Il faudra donc brûler du gaz pour produire de l’électricité ou en importer.

Le cumul des surplus de production pour ce système électrique modélisé à l’horizon 2050 est de 75 TWh par an, soit un surplus de 5 000 à 6 000 heures. C’est considérable.

L’Agence fédérale pour l’environnement en Allemagne a fait un travail similaire avec un système électrique dont le parc de production était 100 % d’origine renouvelable. Son résultat est du même ordre de grandeur que celui de l’étude réalisée sur le système électrique français (soit 150 TWh de surplus de production pour un parc de production 100 % renouvelable).


Source : E-CUBE Strategy Consultants / ADEME

Pour définir les solutions de gestion de ce surplus, il est important de considérer le profil de répartition : certaines périodes de surplus dureront moins de douze heures et d’autres pourront durer plusieurs jours, voire une semaine. Les périodes de surplus de production de longue durée sont majoritaires : environ 80 % des surplus de production proviennent de périodes de surplus de plus de 12 heures consécutives.


Source : E-CUBE Strategy Consultants

Ces surplus de production pourraient être :

  • stockés grâce aux Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Le potentiel est seulement de 15 TWh ;
  • stockés dans des batteries électrochimiques ou des dispositifs de stockage à air comprimé (CAES), qui aujourd’hui sont encore en phase d’expérimentation mais qui pourraient être exploitables et rentables en 2050. Le potentiel est à nouveau de 15 TWh.
    Ces estimations ont été réalisées sur le fondement des constantes de temps caractéristiques des différents moyens de stockage. Le stockage gravitaire est un moyen de stockage de grande capacité et a une constante de temps de quelques heures (en moyenne 4 à 5 heures et au maximum 30 heures). Cependant, comme vu précédemment, les périodes de surplus de production d’électricité d’origine renouvelable durent plusieurs jours. Les moyens de stockage qui ont des grandes constantes de temps comme les STEP ne peuvent donc pas absorber cette électricité et donc, a fortiori, les moyens de stockage avec des constantes de plus faibles, comme le stockage électrochimique, ne le peuvent pas non plus ;
  • exportés. Le potentiel est également de 15 TWh. Il a été modélisé en fonction des surplus de production de l’Allemagne et de la France. Ce potentiel est faible car il n’est possible d’exporter que lorsque l’Allemagne est déficitaire. Or, les périodes de surplus de production en France et en Allemagne coïncident 80 % du temps ;
  • perdus. C’est le cas actuellement sur beaucoup de systèmes électriques : les éoliennes sont mise à l’arrêt, car il n’est pas possible de récupérer l’énergie qu’elles produisent. Des évènements de prix de l’électricité négatifs se produisent alors.

Les modélisations effectuées montrent cependant que l’électrolyse pourrait assurer la gestion d’environ 25 TWh/an de surplus de production du système électrique français.


Source : E-CUBE Strategy Consultants

La rentabilité de l’électrolyse pour la gestion de ces surplus

L’étude réalisée montre que la production d’hydrogène grâce au surplus de production est rentable, en fonction d’un certain nombre d’hypothèses, notamment sur les évolutions technologiques et le coût de ces technologies.

Aujourd’hui, l’ordre de grandeur du coût d’un électrolyseur est de 1 500 euros par kilowatt. Le laboratoire fédéral américain qui travaille sur les énergies renouvelables estime qu’en 2050, le coût moyen d’un électrolyseur se situera entre 300 et 400 euros par kilowatt. Les gains de performance technico-économique sont donc très importants.

En supposant que ces gains sont atteints, que l’installation d’électrolyse ne paie pas de tarif d’utilisation du réseau (TURPE) et que l’on dispose d’électricité fatale gratuite ou presque (elle n’a pas de valeur de marché, car on ne peut pas l’utiliser) pour fabriquer l’hydrogène, les taux de rentabilité interne (TRI) pour l’injection de l’hydrogène sur le réseau de gaz naturel sont de l’ordre de 10 %.

L’Association française pour l'hydrogène et les piles à combustible (AFHYPAC) a également modélisé le TRI de l’utilisation de l’hydrogène comme carburant pour les véhicules. Il est comparable à celui de l’injection dans les réseaux de gaz. Le procédé consisterait à installer des électrolyseurs dans des stations-services.

Les autres débouchés de l’hydrogène (stockage local, transport par la route auprès d’industriels qui y ont recours) sont moins attractifs car moins rentables.


Source : NREL, Rapport des groupes de travail HyFrance, Roads2Hycom, E-CUBE Strategy Consultants

Le graphique ci-dessous précise le modèle d’affaire de cette activité. La valorisation de l’hydrogène se fait au prix de substitution du méthane (25 €/MWh).

Dans le cadre de l’étude, des hypothèses de coûts de CO2 évités ont également été retenues, le méthane n’étant pas brûlé.

Face à ces revenus, la structure de coûts est une structure essentiellement de dépenses d’investissement de capital (CAPEX - coût de l’électrolyseur). La structure comprend également quelques dépenses d’exploitation (OPEX - achat du surplus d’électricité à un prix largement inférieur à celui du marché).

Ainsi, avec des hypothèses favorables mais réalistes (forte réduction des coûts de l’électrolyseur, et tonne de CO2 à 50 €), la production d’hydrogène par électrolyse puis son injection dans le réseau de gaz naturel serait une activité rentable.


Source : NREL, Rapport des groupes de travail HyFrance, Roads2Hycom, E-CUBE Strategy Consultants

Cette étude s’inscrit dans la réflexion sur la transition énergétique. Elle fournit une partie des réponses sur l’utilisation des énergies renouvelables à l’horizon 2050. Elle devrait permettre de prendre des décisions dans le cadre du débat actuel sur la transition énergétique. Un des choix serait d’investir fortement en recherche et développement afin de réduire le prix de l’électrolyseur et, donc, le volume des CAPEX.


Pierre Germain
19 février 2013





Pierre Germain est associé chez E-CUBE Strategy Consultants.



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