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Stockage en H2 – 22 12 2015

Les énergies renouvelables intermittentes, le solaire et l’éolien, sont depuis  2005 en  forte progression dans le monde.  Le solaire  photovoltaïque est passé au niveau mondial  de 40 GW en 2010 à 178 GW en 2014 (source SPE) et l’éolien de 198 GW en 2010 à 370 GW en 2014 (source GWEC).

C’est un fait très positif mais si l’on veut en faire des sources d’énergie à part entière (pour la transition énergétique) il faut trouver un remède à leur intermittence en palliant à leurs pointes et/ou absence ou déficit de production par un stockage des pointes avec un rendu pendant leur absence ou déficit.

J’ai fait un premier article, publié le 21/12/15 sur le stockage dans des batteries : je traiterai ici du stockage en H2, solution pleine d’avenir !  

Stockage en H2

On ne traitera que du stockage de l’énergie électrique « dé-carbonée » sous forme d’H2, l’électrolyseur produisant de l’H2 et de l’O2 sous l’action du courant électrique venant du trop-plein d’une énergie renouvelable comme le solaire ou l’éolien.

Les technologies des électrolyseurs :

Alcalins : c’est la technologie avec une solution de potasse ; elle est mature depuis longtemps et est encore très compétitive, chez NEL Hydrogen en particulier ; le rendement est de 75 à 90 %.

PEM : « Proton Exchange Membrane » : c’est la technologie des piles à combustible PEMFC et elle bénéficie ainsi de tous les progrès de cette application (innovations et baisse des coûts, surtout division par 5 et plus de la quantité de Pt nécessaire) ; elle est donc devenue compétitive et se répand rapidement (photo
); elle est plus compacte et plus écologique que la première.

Oxyde Solide « SOEC » : c’est la technologie des piles SOFC (zircone modifiée, 700 à 800 °C en fonctionnement) ; elle n’est pas encore en série mais c’est pour bientôt (Ceramatec, FC Energy, H2e power, etc. sont sur les rangs pour 2020+ en série). 

Formes de stockage d’H2

H2 comprimé : on comprime le gaz sont 350 ou 700 bar (photo
)

H2 en poudre d’hydrure : l’H2 est adsorbé dans l’hydrure puis est délivré à la demande par chauffage : cette technologie est devenue compétitive chez les meilleurs acteurs du domaine (Mc Phy Energy en France en fait partie (photo
), Hydrexia aussi (photo
de l'alliage de Mg de base)) : le rendement est vers 80% et la quantité d’H2 stocké par kg de système est dans les objectifs EU et USA 2015 ; par ailleurs ce stockage ne présente pas les inconvénients de la haute pression. La famille des hydrures de Magnésium donne de bons résultats, par exemple.

Utilisations diverses de l’H2 produit et stocké

Cet H2 une fois stocké peut être utilisé à la demande de diverses façons (voir la page 13 de la présentation d’Hydrogenics aux investisseurs en 05/15) :

Utilisation directe : envoyé dans le réseau du gaz de ville (maie le % d’H2 permis dans ce gaz est faible) (cf. E.ON avec Hydrogenics par exemple), dans un moteur à combustion interne, dans une turbine à gaz pour produire de l’électricité et de la chaleur, dans des usines chimiques pour produire de l’ammoniac et autres produits spécifiques et enfin dans des FC « piles à combustible » pour produire de l’électricité en stationnaire ou sur véhicule.

Utilisation après transformation : transformé en méthane et par exemple envoyé dans le réseau du gaz de ville (très bonne solution, cf. GRTgaz/groupe Engie projet annoncé en 12/2015) ou envoyé dans une turbine à gaz pour produire de l’électricité et de la chaleur ou transformé dans des raffineries pour devenir des combustibles faibles en CO2, comme le CNG ou le méthanol.

Liste des acteurs mondiaux dans ce type de stockage :

On peut signaler : 8 sont déjà en production (Hydrogenics (photo
), ITM Power (photo
), Proton OnSite, NEL Hydrogen, ElectroPower Systems, Horizon FC Technologies, Mc Phy Energy et Giner Inc.), 2 sont en cours de lancement (Toshiba et Iwatani), 1 a prévu sa production vers 2020 (H2e Power Co.) et 1 ne vend que des hydrures (Hydrexia).

Puissance installée fin 2015 : La puissance totale installée mondialement avec ce stockage est d’environ 9 MW en 2015.

 Mais on voit pour ces sociétés, même celles déjà en production que 2015 n’est qu’une année de début d’expansion et que les grandes installations sont pour 2020+ : de nombreux projets d’installation d’unités importantes, aussi bien en Europe qu’en Asie ou Amérique du Nord sont programmés !

Le stockage en H2 se développe surtout dans la gamme des  moyennes énergies électriques, avec des unités de 10 kW à 50 MW et plus dans le futur.

On prévoit donc 50 MW environ installés en 2020.

Compte-tenu d’une part des baisses de coût de la production d’H2 par électrolyse (les calculs d’ITM Power, coût du capital, amortissement sur 20 ans et coût de l’électricité, donnent un prix de 3 euros le kg, soit plus bas que la cible EU 2015) et de celle des moyens de stockage et d’autre part des besoins de stockage des énergies renouvelables intermittentes et enfin de l’utilisation de l’H2 sur les véhicules à pile à H2,

Prévision de la puissance installée en 2030 : Ce serait entre 500 MW et 1 GW. 

NB1 - On voit avec ces prévisions 2020 et 2030, comparées à celles pour le stockage dans des batteries, que ce type de stockage en H2 n’en est qu’à ses débuts en 2015. L’évolution de l’expansion des voitures et des bus à piles à H2 et du réseau des stations de distribution d’H2 (il y a déjà un % important de stations où l’H2 est produit par électrolyse de l’eau (photo
) avec les mêmes électrolyseurs PEM que ceux dans le cas du stockage d’électricité en H2) en Europe, Amérique du Nord, Japon, Corée et Chine sera un facteur important pour le développement compétitif du stockage d’énergie électrique en H2.

NB2 – Il y a 2 autres solutions de stockage pour les puissances > 10 MW :

Les STEPs « Station de Transfert d’Energie par Pompage » (stockage efficace et de bon rendement (85% en 2030) sous forme d’énergie hydraulique / mécanique, avec turbinage réversible d’un bassin supérieur à un bassin inférieur) et il y a déjà plus de 150 GW installés mondialement ! C’est la solution de stockage la plus utilisée jusqu’à maintenant mais on ne peut pas installer partout une telle station avec des bassins inférieur et supérieur.

Les CAESs (stockage sous forme d’air comprimé mais de rendement un peu moins bon (70% en 2030 pour la variante adiabatique) sont utilisés quand la solution STEP ne peut pas être implantée) et il y en a déjà plus de 500 MW installés mondialement.

E. d’Orsay, 22  12  2015