D’après pv magazine international.

Des scientifiques de l’Institut national de l’électricité et de l’énergie propre du Mexique ont mené une étude de faisabilité technico-économique afin d’évaluer la possibilité d’intégrer la production d’électricité à partir d’hydrogène (P2G2P) dans un micro-réseau rural desservant la communauté de Puertecitos, dans l’État mexicain de Basse-Californie.

« La conception du système proposé peut être reproduite dans différentes régions du Mexique et sous d’autres latitudes », a déclaré la chercheuse Tatiana Romero Castañon à pv magazine.

L’incorporation d’hydrogène utiliserait l’excédent d’énergie renouvelable en été pour le stockage à long terme, l’installation d’hydrogène étant composée d’un électrolyseur, d’un réservoir d’hydrogène et d’un système de piles à combustible.

« L’hiver, par contre, est très doux dans cette région du pays. Il n’est donc pas nécessaire d’utiliser des dispositifs de chauffage », ont déclaré les scientifiques.

Dans la configuration de système proposée, modélisée à l’aide du logiciel Homer Pro, l’électricité produite par les installations photovoltaïques et éoliennes du micro-réseau est utilisée pour répondre à la demande de charge du micro-réseau et pour la production d’hydrogène par l’électrolyseur. Le micro-réseau est composé d’un système photovoltaïque de 54,4 kW, d’un générateur diesel de 60 kW, d’une éolienne de 5 kW et d’un système de stockage de 522 kWh.

L’analyse économique a été réalisée en calculant le coût énergétique nivelé (LCOE) du micro-réseau avant et après l’incorporation de l’installation d’hydrogène.

« Avec LCOE, l’incorporation du système de stockage d’hydrogène (P2G2P) dans le micro-réseau peut être analysée en tant que variante pour réduire, et éventuellement remplacer, le diesel, en stockant l’hydrogène le long des saisons », ont déclaré les scientifiques. « Puertecitos pourrait être une région propice aux applications de l’hydrogène car elle n’a pas accès au réseau électrique et le micro-réseau dépend (en été) de la production de diesel. »

Différents scénarios ont été envisagés dans la modélisation qui a été élaborée à partir de deux cadres de référence principaux : un système avec des piles à combustible d’une capacité comprise entre 3kW et 12kW, un électrolyseur d’une capacité comprise entre 6kW et 22kW, et un réservoir d’une capacité de stockage comprise entre 2 kg et 8 kg d’une part, et un système avec des piles à combustible d’une capacité comprise entre 5kW et 18kW, un électrolyseur d’une capacité comprise entre 10kW et 38kW et un réservoir d’hydrogène d’une capacité comprise entre 10 kg et 40 kg d’autre part.

Les scientifiques ont également envisagé un système avec des piles à combustible d’une capacité comprise entre 5kW et 18kW, un électrolyseur d’une capacité comprise entre 10kW et 38kW, et un réservoir d’hydrogène d’une capacité comprise entre 10 kg et 40 kg.

Grâce à leur analyse, les universitaires ont constaté que le scénario le plus compétitif en termes de coûts est offert par une combinaison d’une pile à combustible de 6 kW, d’un électrolyseur de 6 kW et d’un réservoir d’hydrogène de 2 kg. Ils ont pris pour hypothèse un coût d’investissement de 1 250 $/kW pour la pile à combustible, de 1 250 $/kW pour l’électrolyseur et de 500 $/kg pour le réservoir.

« Reste à savoir si la gamme de technologies envisagées en termes de coût d’investissement deviendra une réalité », ont déclaré les scientifiques. « Le modèle a montré le P2G2P devient compétitif lorsqu’on réduit de moitié le coût d’investissement actuel des électrolyseurs, des piles à combustible et des réservoirs d’hydrogène. Dans ce scénario, la production de masse et l’adoption à court terme des technologies H2 peuvent permettre d’être compétitif (en terme de coûts) plus rapidement. Une autre façon d’accélérer l’adoption de l’hydrogène pourrait être une hausse des prix du diesel. »

Ils ont décrit la conception du système dans « A techno-economic study for a hydrogen storage system in a microgrid located in baja California, Mexico. Levelized cost of energy for power to gas to power scenarios », qui a été récemment publié dans l’International Journal of Hydrogen Energy.