Transformer l’électricité en hydrogène afin de pouvoir stocker de l’énergie durable sur une longue période est un sujet d’actualité. Une étudiante en master de l’ETH Zurich a étudié, à l’aide de l’expertise et des outils des chercheurs de l’Empa, si l’utilisation d’un système dit « Power-to-Hydrogen-to-Power » dans un immeuble d’habitation était judicieuse.
Comment faire passer l’énergie excédentaire de l’été à l’hiver ? C’est l’une des questions centrales en ce qui concerne la manière dont nous voulons garantir à l’avenir notre approvisionnement en énergie de manière à la fois durable et sûre – d’autant plus que nous voulons nous passer des énergies fossiles à l’avenir.
Ce sujet préoccupe également l’étudiante en master Josien de Koning : « Le réseau électrique suisse présente actuellement une surproduction en été, alors que nous sommes tributaires des importations en hiver. Ce déséquilibre va encore s’accentuer avec l’électrification et le remplacement des centrales nucléaires par des sources d’énergie renouvelables comme l’énergie solaire. Il est important de trouver des solutions pour y remédier ».
Dans le cadre de ses études de master dans le domaine des « Integrated Building Systems » à l’ETH Zurich, elle a donc voulu examiner de plus près l’une des solutions possibles dans un travail semestriel début 2022. Elle a été soutenue dans sa démarche par les experts de l’« Urban Energy Systems Lab » de l’Empa.
De l’électricité à l’hydrogène – et inversement
Josien de Koning s’est concentrée sur l’intégration d’un système dit « Power-to-Hydrogen-to-Power » (P2H2P). Ce système sert à transformer l’électricité – idéalement l’électricité excédentaire – en hydrogène, à la stocker et à en tirer à nouveau de l’électricité en cas de besoin. Il comprend donc différents composants, tels que des installations photovoltaïques, un électrolyseur, des réservoirs d’hydrogène et des piles à combustible. Le grand avantage est que, contrairement à d’autres méthodes de stockage comme les batteries, l’énergie peut être stockée sans perte pendant des mois.
« Dans mon travail, je voulais savoir s’il était judicieux d’intégrer une telle solution dans un système énergétique. J’ai choisi comme objet d’étude un immeuble d’habitation à Obersiggenthal », explique Josien de Koning.
La première étape a été de modéliser le système à l’aide d’un logiciel. L’étudiante en master a utilisé pour cela l’outil « ehub », que les chercheurs de l’Empa ont développé ces dernières années et qui a finalement donné naissance à la spin-off « Sympheny ».
Cet outil reproduit des systèmes énergétiques et effectue des calculs à leur sujet. Dans un premier temps, Josien de Koning a défini dans le logiciel quels composants devaient être installés, quelles sources d’énergie étaient disponibles et quels étaient les besoins énergétiques du bâtiment. Après cette modélisation, le système devait être optimisé. Pour ce faire, l’étudiante a alimenté le logiciel avec des données provenant de différentes bases de données. Il s’agissait par exemple du rayonnement solaire, des émissions de CO2 ainsi que des prix de l’électricité du réseau électrique suisse et de différentes données techniques des différents
La solution optimale
Le logiciel a ensuite calculé, à l’aide des données d’entrée, les coûts et les émissions d’un système P2H2P et d’un système conventionnel sans les composants d’hydrogène – une fois pour le présent et une fois pour l’année 2040. L’objectif était de déterminer si la solution présentait un potentiel pour l’avenir, au cas où ce ne serait pas le cas aujourd’hui.
D’une part, il s’est avéré que l’installation P2H2P était en mesure de compenser le déséquilibre énergétique comme souhaité. Les batteries et le stockage thermique ont pu absorber les variations quotidiennes, le stockage d’hydrogène les variations saisonnières.
D’autre part, le système P2H2P n’a cependant été reconnu comme la solution optimale dans aucun des scénarios – son intégration était donc plus coûteuse et présentait des émissions plus élevées que le système conventionnel, tant en 2020 qu’en 2040. Le principal problème était le réservoir de stockage de l’hydrogène, dont la taille avait une forte influence sur les coûts et les émissions.
Josien de Koning est néanmoins convaincue que le système pourrait avoir du potentiel à l’avenir : « Il est tout à fait possible qu’en 2040, le système P2H2P se situe dans une fourchette acceptable en termes de prix et d’émissions de CO2. Mais pour cela, nous devons réussir à réduire considérablement la taille du réservoir d’hydrogène. Les facteurs décisifs à cet égard sont les améliorations technologiques et les baisses de prix du système lui-même, ainsi que la réduction de la consommation en général. »
Un point important : l’analyse a été effectuée dans le contexte du réseau électrique suisse, qui est déjà très propre. Josien de Koning part du principe que dans d’autres réseaux électriques européens, où les émissions de CO2 sont plus élevées, le système P2H2P obtiendrait de meilleurs résultats. Un couplage avec des industries qui pourraient utiliser l’hydrogène à l’avenir – par exemple en remplacement du gaz naturel pour des applications à haute température – pourrait également rendre la technologie plus lucrative.
Si certaines conditions changent à l’avenir, le « Power-to-Hydrogen-to-Power » pourrait donc bien aider à transférer l’énergie excédentaire de l’été à l’hiver. Il est en tout cas certain que ce thème continuera d’accompagner Josien de Koning dans ses futurs travaux : « De mon travail à l’Empa, je retire de nombreuses connaissances précieuses et des questions de suivi pour la suite de mon parcours académiques. »
Légende illustration / Une possibilité : Le stockage à long terme de l’électricité produite à partir de sources renouvelables devient de plus en plus important. Une possibilité : la conversion en hydrogène.
Auteur : Loris Pandiani
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