De nouvelles recherches menées en Norvège ont montré que le déploiement d’une capacité de production d’hydrogène vert d’environ 140 GW d’ici 2050 pourrait rendre l’hydrogène vert économiquement viable en Europe. Atteindre cette échelle pourrait aider à équilibrer efficacement les coûts du système tout en augmentant l’intégration des énergies renouvelables, faisant de l’hydrogène vert une technologie autonome sans subventions, selon les scientifiques.
Image : Université norvégienne des sciences et technologies, Énergie appliquée, Common License CC BY 4.0
Des chercheurs de l'Université norvégienne des sciences et technologies (NTNU) ont étudié les effets de l'intégration de l'hydrogène vert dans le système électrique européen et ont découvert que le déploiement d'environ 140 GW de capacité de production d'hydrogène vert d'ici 2050 pourrait aider les technologies de l'hydrogène à devenir techniquement et économiquement viables.
« Notre étude indique qu’atteindre une capacité d’hydrogène vert d’environ 140 GW d’ici 2050 rendrait l’hydrogène vert économiquement viable en Europe, mais elle n’affirme pas de manière définitive que des capacités inférieures le rendraient totalement non viable », a déclaré l’auteur correspondant de l’étude, Mohammadreza Ahang. magazine pv« Au contraire, il souligne que le fait d’atteindre cette échelle permet d’équilibrer efficacement les coûts du système et d’accroître l’intégration des énergies renouvelables, faisant de l’hydrogène vert une technologie autonome sans subventions. »
Dans l'étude « Investissements dans l'hydrogène vert comme source de flexibilité pour le système électrique européen d'ici 2050 : est-ce rentable ? », publiée dans Energie AppliquéeAhang et ses collègues ont expliqué que la nouveauté de leur travail résidait dans son approche globale visant à évaluer la viabilité économique et la valeur stratégique de l’hydrogène vert comme source de flexibilité au sein du système électrique européen d’ici 2050.
« Cette étude utilise le modèle européen d’investissement dans les systèmes électriques à partir des énergies renouvelables (EMPIRE), un modèle stochastique d’expansion des capacités qui intègre à la fois les incertitudes à court terme et la planification à long terme », a déclaré Ahang. « En incluant la technologie de l’hydrogène dans le modèle, elle prend en compte les aspects dynamiques et incertains des prix de l’électricité, qui affectent considérablement la faisabilité de l’hydrogène vert. »
EMPIRE est un modèle d'extension de capacité open source conçu par NTNUT lui-même pour évaluer les investissements de capacité optimaux et le fonctionnement du système en Europe sur des horizons de planification à moyen et long terme, généralement compris entre 40 et 50 ans. Il comprend l'extension des capacités de production, de stockage et de transmission et vise à minimiser les coûts totaux du système.
Image : Université norvégienne des sciences et technologies, Énergie appliquée, Common License CC BY 4.0
« Contrairement aux études précédentes qui se concentraient principalement sur le coût de l’hydrogène et l’efficacité de la conversion, cette recherche examine le rôle de l’hydrogène vert dans l’amélioration de la flexibilité du système électrique européen », a ajouté M. Ahang. « Notre étude examine comment l’hydrogène vert peut réduire la réduction des énergies renouvelables et augmenter la flexibilité temporelle du secteur de l’électricité, en particulier dans le contexte des sources d’énergie renouvelables à forte variabilité comme l’énergie éolienne et solaire. »
Les auteurs ont analysé divers cas d’intégration de l’hydrogène, avec et sans demande externe d’hydrogène, ce qui, selon eux, a permis de comprendre en profondeur comment la demande d’hydrogène d’autres marchés affecte sa viabilité économique au sein du système électrique.
Dans leur modélisation, les scientifiques ont supposé que l'Europe atteindrait un système électrique neutre pour le climat d'ici 2050-2060 et ont envisagé deux scénarios d'hydrogène : un cas sans hydrogène, dans lequel l'hydrogène n'est pas en mesure de rivaliser avec d'autres technologies pour apporter de la flexibilité au système ; et un cas d'hydrogène, dans lequel la capacité d'hydrogène est augmentée tout en minimisant les coûts totaux du système. Les dépenses d'investissement, les dépenses d'exploitation, les courbes d'apprentissage et la demande ont été évaluées via l'outil ouvertENTRÉE plateforme de modélisation.
Les scientifiques ont également évalué la trajectoire du prix de l’hydrogène à long terme et ont estimé le prix moyen à long terme de l’hydrogène vert à 30 € (32 $)/MWh. Ils ont également expliqué que ce prix devrait commencer à 30 €/MWh au cours de la période 2025-2030 et augmenter progressivement jusqu’à 70 €/MWh d’ici 2050-2055.
« Ce niveau de prix est crucial, car il représente le seuil de rentabilité pour lancer des investissements dans la technologie des électrolyseurs, un élément clé de la production d’hydrogène vert », souligne le document. « La demande des marchés de l’hydrogène justifie les investissements dans la production d’hydrogène vert après 2040. »
L’étude a identifié l’Allemagne, la France, le Royaume-Uni, l’Italie, l’Espagne et la Norvège comme des pays à fort potentiel de développement de l’hydrogène vert. « Nos travaux prévoient que plusieurs secteurs clés, notamment les transports, l’industrie, le secteur résidentiel et l’énergie, augmenteront la demande en hydrogène d’ici 2050. Dans le scénario de statu quo (BAU), la demande en hydrogène dans le secteur de l’électricité pourrait atteindre 43 TWh d’ici 2050 », a conclu M. Ahang.
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Source à partir de magazine pv
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