Nouvelle méthode pour calculer le coût de l’hydrogène produit par des centrales PV hors réseau

Les chercheurs d’Engie Laborelec, une unité du géant français de l’énergie Engie, ont mis au point une nouvelle méthode pour déterminer le coût nivelé de l’hydrogène (LCOH) généré par des électrolyseurs alcalins alimentés par des centrales solaires PV industrielles et commerciales hors réseau.

« L’étude est exclusivement basée sur les électrolyseurs hors réseau, car c’est un cas d’utilisation que nous avons beaucoup rencontré », a déclaré le chercheur Jonathan Lehmann à pv magazine. « Le coût de l’électricité photovoltaïque est bon marché, donc alimenter un électrolyseur de 50 MW pourrait s’avérer moins coûteux en utilisant une centrale PV hors réseau de 100 MW couplée à une batterie, que d’investir dans une mise à niveau du raccordement sur un système qui dépend du réseau notamment en ce qui concerne l’achat d’électricité. »

Actuellement, les LCOH résultant d’une électrolyse alimentée en combustible fossile se situent entre 1,34 et 2,4 dollars par kilogramme, en fonction de la technologie et du site. Selon les chercheurs, l’hydrogène solaire pourrait déjà concurrencer l’hydrogène bleu dans certains endroits, notamment en Australie, où on estime qu’un LCOH de 2,36 dollars par kg est déjà réalisable.

Les chercheurs ont étudié l’impact sur le LCOH des paramètres utilisés pour simuler la production photovoltaïque. Lors de la conception d’une centrale photovoltaïque couplée à un électrolyseur, il est difficile d’intégrer précisément les données d’irradiation ou les mesures horaires de l’année météorologique type (TMY) dans un fonctionnement dynamique. Cela peut entraîner une sous-estimation de la puissance de production de l”installation solaire et, par conséquent, une surestimation du LCOH.

Leur analyse a été menée sur un ensemble de données historiques de sept mois provenant d’une centrale photovoltaïque de 36 MW située dans l’État brésilien de Rio Grande do Norte. Le LCOH a été calculé à partir de la production d’électricité simulée par deux méthodes différentes, toutes deux basées sur la mesure de l’irradiance.

La première des deux méthodes est le modèle de conseiller système (SAM) développé par le National Renewable Energy Laboratory (NREL) du ministère américain de l’énergie. Ce logiciel de modélisation combine des séries chronologiques de données météorologiques avec les caractéristiques du système pour évaluer la production d’électricité d’un système d’énergie renouvelable donné.

La deuxième méthode, qualifiée de méthode de la fonction de transfert, a été développée par le groupe de recherche d’Engie sur la base d’un modèle conçu par des chercheurs de l’Universidad Pública de Navarra en Espagne destinée à évaluer la variabilité des installations photovoltaïques. Elle est censée pouvoir simuler précisément la puissance de sortie d’une installation photovoltaïque en mesurant le rayonnement incident et en considérant l’installation elle-même comme un filtre passe-bas – tel qu’on le considère dans le domaine des fréquences.

En effet, les variations à court terme de la production d’électricité sont provoquées par le passage des nuages. En raison de l’étalement géographique des panneaux solaires sur un parc photovoltaïque commercial ou industriel, l’impact du passage des nuages sur la production d’électricité est nettement inférieur à celui relevée sur l’irradiance lorsqu’elle est mesurée par un seul capteur. Aussi, il est possible de simuler la puissance produite par une centrale solaire à partir de la mesure de l’irradiance en utilisant une fonction de transfert à filtre passe-bas.

Les chercheurs ont calculé le LCOH pour des capacités d’électrolyseurs alcalins de 0,1 à 1 fois la capacité en courant continu du parc solaire. Ils sont partis du principe que les onduleurs de l’installation photovoltaïque seraient reliés au réseau et que la connexion au réseau ne serait pas suffisante pour alimenter l’électrolyseur sans production d’électricité supplémentaire sur place. Le coût de l’installation photovoltaïque a été estimé à 600 € par kilowatt installé.

La méthode SAM sous-estime la variabilité qui peut résulter du facteur de capacité d’un projet et, par conséquent, elle surestime le LCOH. La méthode de la fonction de transfert, en revanche, établit plus efficacement les caractéristiques de filtre passe-bas de l’installation solaire et se rapproche des valeurs fournies par la méthode d’analyse de la production historique d’électricité.

« Nous avons établis, à partir des hypothèses considérées que le plus bas LCOH est obtenu pour des tailles d’électrolyseurs comprises entre 0,6 et 0,8 fois la taille de l’installation photovoltaïque », explique Lehman. « En moyenne, on obtient un LCOH 4,2 % plus élevé en utilisant la méthode de la fonction de transfert par rapport à la production électrique historique, et un LCOH 7,3 % plus élevé en estimant avec la méthode SAM. »

Les chercheurs ont noté que plusieurs aspects du calcul du LCOH, comme le prix de la batterie, n’ont pas été pris en compte. Cela s’explique par le fait que l’étude s’est principalement concentrée sur l’énergie produite par la centrale photovoltaïque. Ils mèneront bientôt des recherches de suivi et complément. Ils décrivent cette nouvelle méthodologie dans « Levelized Cost of Hydrogen Calculation from Off-Grid Photovoltaic Plants Using Different Methods », récemment publié dans RRL Solar.