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La transition vers un hydrogène
bas carboneAtouts et enjeux pour le système électrique
à l’horizon 2030-2035
Club Power to Gas - ATEE
28 avril 2020
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Agenda
1. Contexte
2. L’hydrogène en France : état des lieux initial et perspectives
3. Méthode retenue pour l’analyse
Réponses aux questions en ligne
4. Analyse technique
5. Impact sur les émissions de CO2
Réponses aux questions en ligne
6. Analyse économique (1) vue de la collectivité
7. Analyse économique (2) vue des acteurs
Réponses aux questions en ligne
8. Suite des travaux sur l’hydrogène dans le cadre des scénarios 2050
Echanges
Contexte
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Cette étude s’inscrit dans le cadre d’un programme de travail engagé depuis 2018
Dans le cadre du programme de travail engagé sur les nouveaux usages de l’électricité :
• la mobilité électrique
• la production d’hydrogène par électrolyse
• le chauffage dans le secteur du bâtiment (en collaboration avec l’ADEME)
Dans la mise en œuvre du plan de déploiement de l’hydrogène publié par le gouvernement en
juin 2018, en répondant à la demande du ministre de l’énergie sur les services que peuvent rendre
les électrolyseurs au système électrique.
Enfin, il contribue à alimenter les travaux et la concertation du BP 2050.
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État des lieux initial et perspectives
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Deux raisons distinctes de développer l’hydrogène souvent confondues dans le débat
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À moyen terme (2020-2035): un intérêt clair pour décarboner l’hydrogène utilisé dans l’industrie
Des émissions totales d’environ 10 Mt CO2 / an ( 2 à 3 % des émissions nationales)
Le premier enjeu consiste à décarboner la production pour ces applications industrielles
Consommation
d’hydrogène
Production
d’hydrogène
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À long terme (2040-2050) : la place de l’hydrogène dans le mix français dépend des choix sur le mix électrique
• Sur le plan technique, la solution de stockage de l’électricité par power-to-gas-to-power est pénalisée par le faible
rendement énergétique de la boucle de transformation de l’électricité en hydrogène puis en électricité.
• L’étude de la place du stockage saisonnier à partir d’hydrogène ou de méthane fait actuellement l’objet d’analyses
dédiées dans le cadre du prochain Bilan prévisionnel long terme, qui porte sur l’échéance 2050.
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Deux alternatives envisagées pour obtenir de l’hydrogène décarboné
… et quelques autres techniques moins matures pour un développement industriel
(pyrolyse et gazéification de biomasse, thermolyse, photocatalyse, photosynthèse…)
• En Allemagne, le CCS
jouera un rôle pour des
raisons économiques.
• En France, la SNBC
requiert un recours limité
aux solutions de captage
et de stockage du CO2.
• Enjeux de faisabilité
technico-économique et
d’acceptabilité.
• Produit en France :
différents modes opératoires
envisageables
• Importé depuis des zones
propices aux productions
renouvelables électriques
(Australie, Afrique, Chili, …)
Choix privilégié en France
Méthode retenue pour l’analyse
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L’étude porte sur les différents modes de production et leurscaractéristiques
Méthode analogue à celle développée pour les études sur la mobilité électrique et
sur le secteur du bâtiment / chauffage
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Le mode opératoire des électrolyseurs conduit à des enjeuxtechniques, environnementaux et économiques très différents
• Ces trois modes constituent des exemples « encadrants ».
• Ils ne visent pas à prédire les modes de fonctionnement qui se développeront réellement mais à tester les
impacts pour le système électrique de plusieurs scénarios extrêmes de développement de l’électrolyse.
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Trois modes de fonctionnement sont analysés en détail
• Électricité décarbonée par définition,
peu chère sur les marchés
• Fonctionnement réduit et question de
l’amortissement des CAPEX
• Production très variable et aléatoire
• Durée de fonctionnement longue,
amortissement des CAPEX
• Impact potentiel sur les émissions de CO2
• Coût d’approvisionnement en électricité
élevé et sensible au prix du CO2
• Coût d’électricité contrôlé (CAPEX EnR)
• Durées de fonctionnement potentiellement
significatives
• Localisation potentiellement éloignée des
industries ou des réseaux de gaz existants
• Sensible aux revenus de la vente d’électricité
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Des illustrations de ces modes de fonctionnement par des projets concrets à l’échelle territoriale
Modes
opératoire
Projet ou
démonstrateur
Démonstrateur
Jupiter 1000
Projet
H2V Normandy
Projet
Hygreen Provence
Localisation Fos sur Mer Port-Jérôme Région de Manosque
Puissance
électrolyse1 MW 200 MW 12 à 435 MW
120 à 900 MW photovoltaïque
Usages visés
Stockage H2
Petit stock
tamponAucun
Cavités
salines
Analyse technique
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Le système électrique projeté par la PPE est en mesure d’accueillirle développement de l’électrolyse sans difficulté particulière (1/2)
• Pas de difficultés pour le système électrique à accueillir le développement de l’électrolyse prévu
par la PPE (et même au-delà).
o En « énergie » : un productible suffisant. La PPE conduit à une productible d’électricité
décarbonée d’environ 615 TWh à horizon 2035. Ceci apparaît largement suffisant pour
couvrir le développement de l’électrolyse envisagé par les pouvoirs publics (30 TWh).
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Le système électrique projeté par la PPE est en mesure d’accueillirle développement de l’électrolyse sans difficulté particulière (2/2)
o En « puissance » : les électrolyseurs sont flexibles et pourront s’effacer à la pointe.
Services EOD : marché de petite taille où la
concurrence avec d’autres flexibilités est vive
(gestion active de la demande, batteries)
Services réseau: la valeur associée à la résolution
de congestion reste faible (SDDR 2019).
Cas d’intérêt particulier : côte normande
o La valeur associée reste de second ordre dans l’économie de l’hydrogène à moyen terme.
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La capacité installée des électrolyseurs dépend fortement du volume de production d’hydrogène visé et du mode opératoire
• La capacité totale d’électrolyse installée en France pour une production cible d’hydrogène (630 ktH2
en 2035 dans le scénario PPE/SNBC) est inversement proportionnelle au taux d’utilisation associé
aux modes opératoires : elle peut varier d’un facteur 10 entre le mode en marginalité renouvelable
(n°1) ou nucléaire et le mode base (n°2)
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Production annuelle d’hydrogène
pour 38 GW d’électrolyse
fonctionnant en marginalité renouvelable ou nucléaire,
suivant les années météorologiques simulées
Pour une utilisation en bande, les besoins de stockage d’H2
varient dans des proportions encore plus importantes
Le stockage / déstockage d’hydrogène vise à palier l’intermittence de sa production : son dimensionnement
et son utilisation sont d’autant plus importants pour un mode opératoire en marginalité renouvelable et
nucléaire et d’autant plus faible (mais non nul) pour un mode opératoire en base hors pointe
Impact sur les émissions de CO2
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Remplacer l’hydrogène d’origine fossile par de l’hydrogène bas-carbone : une réduction des émissions nationales dans tous les scénarios
• En France, la production d’électricité est déjà
très largement décarbonée. Les orientations de
la PPE vont conduire à améliorer encore cette
performance.
• Le transfert de 630 000 tonnes d’hydrogène
produit par vaporeformage vers l’électrolyse
conduit à réduire les émissions en France de
près de 6 MtCO2/an.
• Sur un mix utilisant en partie importante ou en
quasi-totalité le gaz et le charbon comme
combustibles pour l’électricité, la production
d’hydrogène par électrolyse a plutôt une
influence négative sur les émissions de CO2.
Émissions de CO2 sur le territoire considéré dans chaque cas
(France, Allemagne ou UE, hors effets sur les imports et exports)
pour 630 ktH2/an, à parc électrique inchangé
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Exporter l’électricité réduit davantage les émissions de CO2 que produire de l’hydrogène bas carbone
• L’export d’électricité décarbonée est plus
efficace, en matière de réduction des émissions
européennes, que le remplacement du
vaporeformage par l’électrolyse de l’eau.
• Ce résultat s’explique par le contenu carbone
toujours important des mix électriques de la
plupart des pays européens.
• Compte tenu des rendements des
vaporeformeurs (70%), des CCGT (55%) et des
électrolyseurs (70%), il est plus intéressant
d’éviter le fonctionnement d’une centrale à gaz
que d’une installation de vaporeformage.
Émissions évitées par la production d’1 kWh d’électricité
décarbonée en France en fonction de son utilisation,
en France ou en Europe
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L’analyse complète du bilan carbone nécessite d’intégrer l’adaptation du parc de production d’électricité en France programmée par la PPE
• Le développement de nouveaux usages en France
est susceptible de modifier les échanges entre la
France et ses voisins, modifiant l’utilisation des
moyens de production fossiles dans les pays
interconnectés.
• Le bilan carbone complet prend en compte :
o les émissions évitées au stade de la production
d’hydrogène (reformage du méthane évité),
o l’effet induit sur les émissions du système électrique
européen du fait de l’ajout de la consommation
électrique des électrolyseurs et de la réduction des
exports qui en découle,
o la réduction des émissions en France et en Europe
associée à l’augmentation du productible décarboné
nécessaire pour alimenter une consommation de 30
TWh pour les électrolyseurs.
Effet sur les émissions à l’échelle européenne du
développement de l’électrolyse à l’horizon 2035
(mode opératoire en base)
Analyse économique vue de la collectivité
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Le coût de revient pour la collectivité de l’hydrogène produit par électrolyse est supérieur à celui du vaporeformage…
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… sauf si on valorise le CO2 à la hauteur de la valeur tutélaire du carbone (375 €/t en 2035)
Analyse économique vue des acteurs
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Postes de coût pour les acteurs
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Chaque mode de production possède une sensibilité spécifique à certains facteurs
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Pour concurrencer l’hydrogène fossile, un soutien public reste nécessaire
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L’augmentation du prix du CO2 sur le marché ETS est paradoxalement susceptible de décourager la bascule vers la production d’hydrogène bas carbone en France
• Une augmentation du prix des quotas d’émissions de
CO2 sur le marché européen entraînerait une hausse
plus importante sur le prix de revient de l’hydrogène
bas carbone que sur l’hydrogène d’origine fossile.
• Ce paradoxe s’explique par la formation des prix de
l’électricité sur le marché européen: le prix de
l’électricité sur les marchés est ainsi souvent déterminé
par des centrales thermiques.
Suite des travaux sur l’hydrogène dans le cadre des scénarios 2050
(horizon de la neutralité carbone)
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L’horizon 2050 : des scénarios encore à bâtir pour le prochain Bilan prévisionnel et pour répondre aux demandes de la ministre
Cadrage des
scénarios 2050
(lancement de la
concertation)
Scénarios
100% EnR
2019 2020 2021
Scénarios
EnR +
nucléaire
Rapport RTE-
AIE (faisabilité
technique
100% EnR)Rapport final
Bilan
prévisionnel
long-terme
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Le prochain Bilan prévisionnel de long terme de RTE analyse l’évolution du système électrique à l’horizon 2050
Electricité
Hydrogène
Chaleur / Froid
Carburants de synthèse
Gaz de synthèse
Electrolyse
Méthanation
Biogaz
CCG
TAC
Pile H2
Turbine H2
Pompe à
chaleur
biomasse
Cogénération
Conso
finale
Conso
finale
Conso
finale
Conso
finale
Conso
finale
Conso
finale
• Le cadrage général est celui défini par la stratégie nationale bas carbone (SNBC)
• L’analyse est bien centrée sur le système électrique, mais tient compte des interactions identifiées avec
les autres systèmes énergétiques. L’électrolyse est une des interfaces, parmi d’autres.
• Power-to-X
1. l’électrolyse pour la fabrication
d’hydrogène
2. les pompes à chaleur pour la
production de froid ou de chaud
• X-to-Power
1. La production à partir de biogaz
ou méthane de synthèse
(CCG/TAC)
2. La production à partir
d’hydrogène
3. L’électricité issue de la
cogénération
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Les besoins de flexibilité du système électrique dépendront de l’évolution de la consommation et des énergies renouvelables
• La stratégie nationale bas carbone (SNBC) ne précise pas la répartition de la production électrique
décarbonées en France à l’horizon 2050 (entre nucléaire, éolien terrestre ou offshore, photovoltaïque, …)
• Deux grandes familles de scénarios seront analysées :
1. Avec l’option nouveau nucléaire ouverte
2. Avec l’option nouveau nucléaire fermée (et donc plus de recours aux énergies renouvelables)
Impact des productions éoliennes et PV sur le besoin de modulation annuelle
Effet qualitatif des productions éolienne et photovoltaïque
sur les besoins de flexibilité aux différents horizons
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Les besoins de stockage(s) dépendront également de la présence d’autres leviers de flexibilité
• Les besoins et les leviers de flexibilité doivent êtres envisagés à la maille européenne, tenant compte
de leur mutualisation possible via les interconnexions
• D’autres pays européens étudient, pour leur propres transition énergétique, des options ne figurant
pas dans la SNBC : CCS, imports d’hydrogène vert ou bleu, électricité produite par biogaz local ou
importé, … Le Power-to-Gas-to-Power devra être examiné en regard de l’ensemble des alternatives
envisagées, en fonction des scénarios
Exemple n°1 : scénario européen 50% EnR Exemple n°2 : scénario européen 100% EnR + sobriété
Pointe (H2, biogaz, …) Consommation journalière
