L’hydrogène et la ville durable

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1 L’hydrogène et la ville durable
16 avril 2012

2 Des solutions durables au service de la ville de demain

3 La Road-map technologique Gaz Naturel Performances Énergétiques, EnR & Production d’électricité
Écogénérateur Stirling PAC Hybride 3

4 Amélioration de la performance et intégration des EnR en résidentiel - tertiaire
Feuille de route pour les solutions gaz en résidentiel- tertiaire Production combinée chaleur / électricité Energie renouvelable en direct (pompe à chaleur gaz) ou par couplage gaz / EnR (solaire thermique ou photovoltaïque) En plus de l’efficacité des solutions individuelles, optimisation globale à l’échelle des quartiers Récupération de la chaleur des eaux usées ou boucle géothermique via des pompes à chaleur gaz naturel 4

5 Développement de la production décentralisée d’électricité
Développement de la production décentralisée d'électricité et des solutions d’effacement Développement de la production décentralisée d’électricité Rendement inégalé supérieur à 80% contre 50% pour les cycles combinés gaz naturel, Production au plus près des besoins qui évite pertes électriques et thermiques Capacité du gaz à gérer la pointe électrique en offrant des solutions d’effacement Pompe à chaleur hybride = petite pompe à chaleur électrique intégrée à une chaudière à condensation Capacité de s’effacer pendant les vagues de froid (quelques heures à plusieurs jours) Chaudière gaz PAC élec 5

6 Un réseau qui incorporera de plus en plus d’EnR
Electrolyse/ hydrogénation Biogaz & Biométhane Biométhane 2G Biométhane 3G Hydrogène / Méthane de synthèse Phototrophie /valorisation Gazéification-Méthanation Méthanisation La biomasse fait partie des énergies renouvelables dont les applications (thermique et électrique) couvrent le plus grand nombre de domaines. La gazéification permet d’élargir ce champ de valorisation possible de la biomasse. En effet, le gaz de synthèse issu de la réaction de gazéification peut être utilisé pour produire : -          Électricité et chaleur (co-génération) : le gaz de synthèse est envoyé directement sur un moteur à gaz ou une turbine, pour obtenir de l’électricité, (une récupération thermique permet d’optimiser le rendement global et de produire de la chaleur), o        Utilisée en co-génération, la gazéification permet d’obtenir des rendements électriques supérieurs aux installations de combustion classiques (29 % au lieu de 20 % environ). -          Méthane (émergence prévue du marché : 2015) : le gaz de synthèse, épuré, est envoyé sur une installation de méthanation, -          Hydrogène (émergence prévue du marché : ) : le gaz de synthèse, épuré, subit une étape de water gas shift. -          Bio-carburants de seconde génération, après réaction Fischer-Tropsch sur le gaz de synthèse La gazéification ouvre donc de nombreuses opportunités pour la valorisation de la biomasse, en permettant de produire de l’électricité, mais aussi de l’énergie thermique transportable et stockable. Elle s’inscrit dans une perspective d’optimisation des sources renouvelables en production d’énergie. D’un point de vue général, les enjeux associés au développement de la gazéification sont de plusieurs ordres : Stratégique et politique : Structurer et optimiser la diversification du mix énergétique français et européen, Participer à la structuration de la filière biomasse, Doter la France d’avantages compétitifs sur cette filière. Environnementaux : Contribuer à la réduction des émissions de gaz à effet de serre (développement d’une filière à émissions de CO2 nulles), Contribuer à l’augmentation de la part de renouvelables dans la consommation énergétique pour satisfaire aux engagements du sommet européen de 2007 (20 % d’énergie consommée issue de sources renouvelables à l’horizon 2020). Aujourd’hui, le projet GAYA se positionne sur les marchés de la co-génération et de la production de SNG, et d’hydrogène/hytane, même si ce dernier marché demeure beaucoup plus prospectif. Le groupe ne se positionne pas en revanche sur les biocarburants. Le projet se positionne sur une production décentralisée d’énergie, avec des installations de « petite » taille (1 à 10 MWe), qui permettent de valoriser sur site industriel ou réseau de chaleur la chaleur produite (chaleur récupérée sur le gaz de synthèse, de plus les procédés de méthanation, Fischer-Tropsch sont très exothermiques) et de minimiser le transport de la biomasse pour réduire l’impact environnemental de la gazéification. En ce sens, la vision du projet diffère de la vision orientée biocarburants, qui met en jeu de très grosses installations (nécessitant de transporter de très importantes quantités de biomasse sur de grandes distances, et dont la chaleur est produite en trop grande quantité pour pouvoir être valorisée in situ). Biomasses déchets fermentescibles déchets non fermentescibles Biomasse lignocellulosique (Bois, paille, déchets de bois,….) Micro Algues Phototrophie hors sol Electricité renouvelable et CO2 Ressources Horizon Immédiat 2017 6

7 Hydrogène + Gaz Naturel : une vraie valeur de flexibilité et d’arbitrage, un vecteur énergétique pour des villes durables Directive européenne  20% EnR à horizon 2020; difficultés liées à la part croissante des EnR intermittentes (production et consommation parfois en décalage → délestages nécessaires) Flexibilité/arbitrage nécessaire pour une intégration optimale de ces EnR à moindre coût L’hydrogène permettrait de valoriser cette électricité « fatale », via les usages gaz naturel Disposer d’un arbitrage entre différentes utilisations finales pour une gestion couplée et optimisée des énergies électriques et gazières Un nouveau vecteur énergétique pour des villes durables En mélange (6→20%) l’H2 permettrait de bénéficier, si faisabilité avérée, en complément du biométhane, d’un gaz plus vert (efficacité énergétique, CO2, préservation ressources primaires) La synergie des savoir-faire, infrastructures et utilisations gaz naturel permettrait d’introduire à moindre coût une part d’H2 dans le mix énergétique  Une passerelle entre réseaux énergétiques ouvrant la voie à un « Smart Energy Grid » et à une optimisation globale des systèmes électriques et gaziers Question sur valorisation H2 (CETH): Dans le SL 13, il est prévu de réaliser des tests laboratoires sur quelques technologies présélectionnées (membranes métalliques denses et architecture PEM). Les cellules utilisées pour ces tests resteront à l’échelle « laboratoire » et ne sont pas destinées à être installées sur le site de démonstration. D’une manière générale, la pureté des gaz en sortie de cellules d’essais est mesurée par chromatographie phase gaz. Si nécessaire, CETH2 peut envisager d’installer une petite piles à combustible (ou cellule électrochimique) en aval des cellules d’essais pour valider la pureté des gaz en conditions « proches de la réalité ». Question 2  (CETH): Le projet n’intègre pas de tâche spécifique pour le transport d’hydrogène via le réseau de transport du Gaz Naturel. Toutefois, la sous-tâche 133 concerne des actions de R&D sur les systèmes de séparation GN/H2. Plus particulièrement, la sous-tâche 1331 est dédiée à l’identification des configurations techniques où la séparation GN/H2 pourrait être nécessaire. Le transport de H2 via le réseau de transport du GN est un de ces cas et il sera très probablement intégré dans l’étude. GDF-Suez aura en charge de détailler les spécifications techniques et conditions opératoires pour cette application. Dans la sous-tâche 1332, les solutions techniques de séparation GN/H2 seront étudiées sur la base de la liste des configurations techniques sélectionnées en ST Dans le cas où, l’application transport H2 via le réseau de transport GN est retenue, les solutions de séparation adaptées à cette application seront étudiées. 7

8 Production électrique de la France en 2020
% électricité SER dans l’électricité totale produite : Eolien = 2 % en 2010 Eolien = 9 % en 2020 PV = 0,1% en 2010 PV = 1,0% en 2020 EnR intermittentes En 2010, les capacités thermiques (1/4 des capacités installées) ne produisent que 12% de l’énergie  marge de flexibilité. Toutefois, cette marge va diminuant car les capacités thermiques flexibles vont diminuer (charbon et fuel) entre (13% des capacités, 11% de la production) alors que la production nucléaire de base et les EnR intermittentes augmenteront. L’énergie éolienne et solaire représenteront 10% de la production ( valeur globale sur l’année). Sources ENERDATA, PAN et vision UFE 2020 8

9 Production électrique de l’Allemagne en 2020
% électricité SER dans l’électricité totale produite : Eolien = 7 % en 2010 Eolien = 23 % en 2020 PV = 2% en 2010 PV = 9% en 2020 EnR intermittentes Une diminution très importante de la production d’électricité, notamment nucléaire et thermique (objectifs très ambitieux de l’Allemagne) Les énergies éolienne et solaire représenteront 32 % de la production ( valeur globale sur l’année). Ces pourcentages pourront être en réalité inférieurs si la sortie du nucléaire et la diminution des puissances thermiques sont ralenties. Source : Kurzanalyse der Kraftwerksplanung in Deutschland bis 2020 (Aktualisierung). Februar 2010, Berlin, Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) Sources ENERDATA et DENA, PAN (EnR 2010 et 2020) 9

10 Types de valorisation de l’électricité
Les bénéfices de la filière GN+H2 pour la ville durable Types de valorisation de l’électricité Sources d’électricité renouvelables ou bas carbone Valorisation sur le réseau électrique Electricité excédentaire = Production H2 par électrolyse, stockage et distribution carburant Valorisation Hythane® flotte véhicules (bus, BOM, etc) et distribution gaz Injection H2 en réseau de distribution et utilisations gaz 10

11 Divers pays s’intéressent au stockage d’EnR via l’H2 injecté en réseau gaz
A Falkenhagen, une installation pilote destinée à convertir l'électricité éolienne en H2 stocké dans le réseau de transport est en cours de développement par E.ON Début 2013, 360 m3/h produits et injectés: mélange à 5% en volume de H2 A moyen terme: 15% la totalité de la production actuelle d'électricité d'origine renouvelable pourrait être stockée dans le réseau gazier allemand. Greenpeace Energy développe en Allemagne l’offre mélange GN/ 5%H2 à partir de fin 2012 a déjà conquis 4000 clients pour cette commercialisation expérimentale Injection de 15%vol d’H2 issu de PV en réseau gaz sur l’Ile d’Ameland (Pays Bas) 14 maisons déconnectées du réseau de distribution et alimentées par une conduite à partir du système (électrolyseur - stockage H2 et mélangeur) Utilisations : chauffage – ECS et cuisson Mais également utilisation de gaz de synthèse à partir de Naphta contenant des proportions significatives d’H2 à Hawai et à Hong Kong Offre « Grennpeace energy» pour particuliers et professionnels: Tarif: Jusqu’au 30/09/2012, le client paie un tarif de 68 €/MWh (4 €/MWh servent à financer le surcoût système) Avec 15€/mois d’abonnement, on trouve 80 €/MWh pour un consommateur de 15 MWh/an. 11

12 Les principaux enjeux techniques : Enseignements issus du projet NATURALHY
Enjeu sécurité: ne pas dépasser 20%vol d’H2 dans le gaz naturel Teneur 20% acceptable par : matériaux de réseau, utilisations et compteurs testés  Mais Pas de test sur matériaux connexes, ni sur utilisations existantes (dont cuisson) Seule une démonstration permettrait de conclure sur la faisabilité technico-économique et le pourcentage maximum envisageable, le cas échéant La technologie d’électrolyse PEM émerge actuellement au stade de démonstrateur et permet la production de quantités d’hydrogène de 2 Nm3/heure à 30 Nm3/heure (puissances de 10 kW à 150 kW). Elle dispose d’une maintenance peu coûteuse et d’une relative flexibilité pour mieux valoriser les productions intermittentes et modulaires issues des énergies renouvelables. Des développements en cours devraient accroître les puissances de ces électrolyseurs. De plus, la forte décroissance envisagée de ses CAPEX, devrait permettre à cette technologie d’être rapidement pertinente sur le plan économique. Des acteurs français tels HELION et CETH2 investissent aujourd’hui dans cette technologie. Le stockage de l’hydrogène sous forme solide, développé par la société française McPhy, est une solution de rupture qui permet de stocker des quantités significatives d’hydrogène par unité de volume à des niveaux bas de pression, de l’ordre de 10 bar. Ce stockage est bien adapté pour lisser la production d’H2 en amont d’une injection dans un réseau gaz naturel ou d’une compression pour valorisation sous forme de Hythane®. 12

13 Althytude : les bénéfices du carburant Hytane®
Émissions de GES du puits à la roue : 1559 g éqCO2/km = GNV - 8 % = Diesel - 14 % Bénéfices de l’H2 sur la combustion moteur à l’échappement : 0,47 g NOx/km = GNV - 10 % = Diesel - 95 % Ces deux bus euro III respectent l’euro VI Économie d’énergie des bus en service sur la ligne : 657 kWh/100 km = GNV - 7 % 13

14 Althytude : les bénéfices du carburant Hytane®
L’Hythane® est une solution pragmatique apportant des bénéfices à court terme sur des marchés spécifiques. L’Hythane® fait partie des candidats pertinents pour renforcer le développement de transports urbains propres. L’Hythane® exploite le savoir-faire et les installations GNV. Par simple retrofit, les bus GNV euro III respectent l’euro VI. L’Hythane® permet d’introduire une part d’énergie renouvelable : H2 éolien, biométhane, etc. L’Hythane® amorce l’introduction de l’hydrogène énergie dans le paysage énergétique, sans investissement lourd en véhicules et infrastructures. Fourchette de surcoût à terme, solution mature: à 20 % par rapport au prix du GNV 14

15 Hydrogène énergie pour « relever le défi énergétique du XXIème siècle
Des études techniques et des projets démonstrateurs seraient nécessaires pour établir les impacts et les possibilités de l’utilisation d’H2 avec le gaz naturel, au service de la ville de demain : Faible densité énergétique volumique Réglementation à construire Coûts de production élevés Impacts réseaux restent à évaluer : % max Vecteur énergétique non mature d’un point de vue industriel et technologique 15

16 Hydrogène énergie pour « relever le défi énergétique du XXIème siècle
Bénéfices CO2, indépendance énergétique, polluants locaux Vecteur Produit à partir de toute énergie primaire dont EnR Stockable Multiples applications Réduction des polluants locaux ; part renouvelable et faiblement carbonée à la chaîne gazière Complémentarité H2 / gaz naturel Infrastructures réseau existantes Vecteur de flexibilité et d’arbitrage de production : Régulation et gestion de l’équilibre entre l’offre et la demande Sécurisation et optimisation du système électrique Interconnexions et synergies entre vecteur et infrastructures électriques et gazières Solution à horizon 2020 16

17 Si faisabilité GN/H2, l’hydrogène pourrait représenter une nouvelle valeur pour …
les clients finaux utilisateurs de l’énergie gaz naturel qui verraient une réduction encore plus importante de leur empreinte environnementale les producteurs d’énergies renouvelables et gestionnaires d’énergie qui disposeraient d’une flexibilité complémentaire pour valoriser leurs productions dans le mix énergétique et une opportunité complémentaire d’ajuster offre / demande les énergéticiens et exploitants qui pourraient proposer de nouvelles offres de « gaz vert » à leurs clients les collectivités locales qui pourraient mettre en place de nouvelles démarches de création de valeur environnementale et sociétale les exploitants d’infrastructures gaz qui pourraient contribuer encore davantage à l’effort général de développement des EnR. 17

18 Merci de votre attention frederique. lebovits@gdfsuez. com thomas
Merci de votre attention

19 Annexes

20 Gaz acheminés (1/5) – gaz naturel Des ressources disponibles et diversifiées avec la révolution des gaz non conventionnels mais enjeux environnementaux Source : BP Statistical Review 2010 /Kawate et Fujita (Université Tokyo= 2001. Réserves prouvées entre 120 et 250 ans à consommation actuelle 20

21 Gaz acheminés (2/5) – biométhane Gaz EnR: méthanisation mature – gazéification en développement
Biomasse « humide » et non ligneuse Voie biologique Basses températures (35-55°C) Méthanisation Procédé Mature Pilotes industriels Biomasse « sèche » et ligneuse Voie thermique Haute température (700°C) Gazéification + méthanation Très haute température (1500°C) Gazéification + Fischer-Tropsch Chaleur / Cogénération / Biométhane Carburant In situ ou via injection réseau Biocarburant liquide Rendement 35%-60% 55%-70% 25%-35% Méthanisation : valorisation des réseaux de distribution gaz des collectivités locales : vers une économie circulaire territoriale grâce à la valorisation des déchets Gazéification : le bois sous forme gazeuse au cœur des villes, sans ses inconvénients (pollution de l’air, logistique lourde…) 21

22 Gaz acheminés (3/5) – biométhane d’algues
Perspective après 2020 : combiner traitement des effluents et biométhane Encore au stade de R&D : opérations pilotes en cours de montage. Etude du potentiel en France en cours avec l’ADEME, le MINEFI et le MAAP 22

23 Ressources (4/5) : hydrogène & syngaz
Possibilité d’injection d’hydrogène et de méthane de synthèse notamment pour le stockage d’électricité Stockage d’électricité excédentaire sous forme de : Hydrogène – jusqu’à 6% d’H2 dans les réseaux gaz sans contrainte Méthane de synthèse : méthanation de l’hydrogène 2H2 + CO2 = CH4 + O2 Ouvre la possibilité du stockage saisonnier d’électricité via les stockages souterrains de gaz (+ de 150 TWh / 30% de la consommation actuelle) 23

24 Conclusion sur le distributeur en 2030 Le réseau fera le lien entre l’évolution des consommateurs et l’évolution des gaz acheminés. Le distributeur s’y prépare Evolution des gaz acheminés Evolution du réseau Evolution des consommateurs Gaz naturel et non conventionnels Biométhane issu de méthanisation ou gazéification Biométhane d’algues Smart meter Smart pipe Smart networks Smart-men Bâtiment BBC et BEPOS Ecoquartier Usine de demain Mobilité durable Production décentralisée Le distributeur de demain sera en charge d’un réseau de distribution avancé, capable d’acheminer des gaz « verts », exploité par des « smart-men » au service de consommateurs finaux exigeants 24 24