Une équipe de recherche dirigée par le MIT a étudié le rôle et l’impact des voies technologiques basées sur l’hydrogène dans un futur système énergétique intégré à faible émission de carbone et trouve des avantages à co-optimiser les chaînes d’approvisionnement en hydrogène et en électricité.
AVECL’équipe dirigée constate que l’optimisation holistique de l’infrastructure de la chaîne d’approvisionnement en énergie électrique et en hydrogène est favorable à la réduction des émissions et à la diminution des coûts d’infrastructure.
Les gouvernements et les entreprises du monde entier augmentent leurs investissements dans la recherche et le développement sur l’hydrogène, ce qui indique une reconnaissance croissante du fait que l’hydrogène pourrait jouer un rôle important dans la réalisation des objectifs de décarbonisation du système énergétique mondial. Étant donné que l’hydrogène est léger, dense en énergie, stockable et ne produit aucune émission directe de dioxyde de carbone au point d’utilisation, ce vecteur d’énergie polyvalent a le potentiel d’être exploité de diverses manières dans un futur système d’énergie propre.
Souvent considéré dans le contexte du stockage d’énergie à l’échelle du réseau, l’hydrogène a suscité un regain d’intérêt, en partie en raison des attentes selon lesquelles notre futur réseau électrique sera dominé par des sources d’énergie renouvelable (ERV) variables telles que l’éolien et le solaire, ainsi que par la diminution des coûts. pour les électrolyseurs d’eau – qui pourraient tous deux rendre l’hydrogène propre et «vert» plus compétitif par rapport à la production à base de combustibles fossiles. Mais la polyvalence de l’hydrogène en tant que carburant énergétique propre en fait également une option attrayante pour répondre à la demande énergétique et ouvrir des voies de décarbonation dans les secteurs difficiles à réduire où l’électrification directe est difficile, tels que les transports, les bâtiments et l’industrie.
«Nous avons vu beaucoup de progrès et d’analyses autour des voies de décarbonisation de l’électricité, mais nous ne pourrons peut-être pas électrifier toutes les utilisations finales. Cela signifie que la simple décarbonation de l’approvisionnement en électricité n’est pas suffisante et que nous devons également développer d’autres stratégies de décarbonation », déclare Dharik Mallapragada, chercheur à la MIT Energy Initiative (MITEI). « L’hydrogène est un vecteur énergétique intéressant à explorer, mais comprendre le rôle de l’hydrogène nous oblige à étudier les interactions entre le système électrique et une future chaîne d’approvisionnement en hydrogène. »
Dans un article récent publié dans la revue Sciences de l’énergie et de l’environnement, des chercheurs du MIT et de Shell présentent un cadre pour étudier systématiquement le rôle et l’impact des voies technologiques basées sur l’hydrogène dans un futur système énergétique intégré à faible émission de carbone, en tenant compte des interactions avec le réseau électrique et des variations spatio-temporelles de la demande énergétique et l’approvisionnement. Le cadre développé co-optimise l’investissement et l’exploitation des infrastructures tout au long de la chaîne d’approvisionnement en électricité et en hydrogène selon divers scénarios de prix des émissions. Lorsqu’elle est appliquée à une étude de cas du nord-est des États-Unis, les chercheurs constatent que cette approche se traduit par des avantages substantiels – en termes de coûts et de réduction des émissions – car elle tire parti du potentiel de l’hydrogène pour fournir au système électrique une grande charge flexible lorsqu’il est produit par électrolyse, tout en permettant également la décarbonisation des secteurs d’utilisation finale difficiles à électrifier.
L’équipe de recherche comprend Mallapragada; Guannan He, post-doctorant au MITEI ; Abhishek Bose, assistant de recherche diplômé au MITEI ; Clara Heuberger-Austin, chercheuse chez Shell ; et Emre Gençer, chercheur au MITEI. Leurs conclusions sont publiées dans la revue Sciences de l’énergie et de l’environnement.
Modélisation transversale
« Nous avons besoin d’un cadre intersectoriel pour analyser l’économie et le rôle de chaque vecteur énergétique dans plusieurs systèmes si nous voulons vraiment comprendre les coûts/avantages de l’électrification directe ou d’autres stratégies de décarbonisation », déclare He.
Pour faire cette analyse, l’équipe a développé le modèle d’optimisation de la décision du réseau d’énergie à faible émission de carbone (DOLPHYN), qui permet à l’utilisateur d’étudier le rôle de l’hydrogène dans les systèmes énergétiques à faible émission de carbone, les effets du couplage des secteurs de l’électricité et de l’hydrogène. , et les compromis entre les différentes options technologiques dans les deux chaînes d’approvisionnement – couvrant la production, le transport, le stockage et l’utilisation finale, et leur impact sur les objectifs de décarbonation.
« Nous constatons un grand intérêt de la part de l’industrie et du gouvernement, car ils se demandent tous où investir leur argent et comment hiérarchiser leurs stratégies de décarbonisation », explique Gençer. Heuberger-Austin ajoute : « Être capable d’évaluer les interactions au niveau du système entre l’électricité et l’économie émergente de l’hydrogène est d’une importance primordiale pour stimuler le développement technologique et soutenir les décisions stratégiques de la chaîne de valeur. Le modèle DOLPHYN peut jouer un rôle déterminant dans la résolution de ce genre de questions.
Pour un ensemble prédéfini de scénarios de demande d’électricité et d’hydrogène, le modèle détermine le mix technologique le moins coûteux dans les secteurs de l’électricité et de l’hydrogène tout en respectant une variété de contraintes opérationnelles et politiques. Le modèle peut incorporer une gamme d’options technologiques – de la production d’ERV au captage et stockage du carbone (CSC) utilisé avec la production d’électricité et d’hydrogène aux camions et pipelines utilisés pour le transport de l’hydrogène. Grâce à sa structure flexible, le modèle peut être facilement adapté pour représenter les options technologiques émergentes et évaluer leur valeur à long terme pour le système énergétique.
En tant qu’ajout important, le modèle prend en compte les émissions de carbone au niveau du processus en permettant à l’utilisateur d’ajouter une pénalité de coût sur les émissions dans les deux secteurs. « Si vous avez un budget d’émissions limité, nous sommes en mesure d’explorer la question de savoir où prioriser les émissions limitées pour obtenir le meilleur rapport qualité-prix en termes de décarbonisation », explique Mallapragada.
Regards tirés d’une étude de cas
Pour tester leur modèle, les chercheurs ont étudié le système énergétique du nord-est des États-Unis selon divers scénarios de demande, de technologie et de prix du carbone. Alors que leurs principales conclusions peuvent être généralisées à d’autres régions, le Nord-Est s’est avéré être une étude de cas particulièrement intéressante. Cette région dispose actuellement d’une législation et d’un soutien réglementaire pour la production d’énergie renouvelable, ainsi que d’objectifs croissants de réduction des émissions, dont un certain nombre sont assez stricts. Il a également une forte demande d’énergie pour le chauffage, un secteur difficile à électrifier et qui pourrait particulièrement bénéficier de l’hydrogène et du couplage des systèmes électriques et hydrogène.
Les chercheurs constatent qu’en combinant les secteurs de l’électricité et de l’hydrogène par l’électrolyse ou la production d’électricité à base d’hydrogène, il y a plus de flexibilité opérationnelle pour soutenir l’intégration des VRE dans le secteur de l’électricité et un besoin réduit de ressources alternatives d’équilibrage du réseau telles que le stockage par batterie. ou la production de gaz distribuable, qui à son tour réduit le coût global du système. Cette pénétration accrue des ERV entraîne également une réduction des émissions par rapport aux scénarios sans couplage sectoriel. « La flexibilité offerte par la production d’hydrogène à base d’électricité en termes d’équilibrage du réseau est aussi importante que l’hydrogène qu’elle va produire pour décarboniser d’autres utilisations finales », explique Mallapragada. Ils ont découvert que ce type d’interaction avec le réseau était plus favorable que le stockage d’électricité conventionnel à base d’hydrogène, qui peut entraîner des coûts d’investissement supplémentaires et des pertes d’efficacité lors de la reconversion de l’hydrogène en énergie. Cela suggère que le rôle de l’hydrogène dans le réseau pourrait être plus bénéfique comme source de demande flexible que comme stockage.
L’approche de modélisation multisectorielle des chercheurs a également souligné que le CSC est plus rentable lorsqu’il est utilisé dans la chaîne d’approvisionnement en hydrogène, par rapport au secteur de l’électricité. Ils notent que, contrairement à ce constat, d’ici la fin de la décennie, six fois plus de projets de CSC seront déployés dans le secteur de l’électricité que pour une utilisation dans la production d’hydrogène – un fait qui souligne la nécessité d’une modélisation plus intersectorielle lors de la planification de l’énergie future. systèmes.
Dans cette étude, les chercheurs ont testé la robustesse de leurs conclusions par rapport à un certain nombre de facteurs, tels que l’impact de l’inclusion des émissions de gaz à effet de serre non liées à la combustion (y compris les émissions de méthane) provenant du gaz naturel utilisé dans la production d’électricité et d’hydrogène sur les résultats du modèle. Ils constatent que l’inclusion de l’empreinte des émissions en amont du gaz naturel dans le périmètre du modèle n’a pas d’impact sur la valeur du couplage sectoriel en ce qui concerne l’intégration des VRE et les économies de coûts pour la décarbonisation ; en fait, la valeur augmente en fait en raison de l’accent accru mis sur la production d’hydrogène à base d’électricité plutôt que sur les voies à base de gaz naturel.
« Vous ne pouvez pas atteindre les objectifs climatiques à moins d’adopter une approche holistique », déclare Gençer. « C’est un problème de système. Il y a des secteurs que vous ne pouvez pas décarboner avec l’électrification, et il y a d’autres secteurs que vous ne pouvez pas décarboner sans captage du carbone, et si vous pensez à tout ensemble, il existe une solution synergique qui minimise considérablement les coûts d’infrastructure.
Référence : « Couplage sectoriel passant par Hydrogène pour réduire le coût de la décarbonisation du système énergétique » par Guannan He, Dharik S. Mallapragada, Abhishek Bose, Clara F. Heuberger-Austin et Emre Gençer, 4 août 2021, Sciences de l’énergie et de l’environnement.
DOI : 10.1039 / D1EE00627D
Cette recherche a été financée, en partie, par Shell Global Solutions International BV à Amsterdam, aux Pays-Bas, et les centres énergétiques à faible émission de carbone de MITEI pour les systèmes d’alimentation électrique et le captage, l’utilisation et le stockage du carbone.
