Customize this title in frenchCombien de mauvaises hypothèses un rapport sur l’hydrogène offshore peut-il faire ?

Make this article seo compatible,Let there be subheadings for the article, be in french, create at least 700 words Les décideurs politiques européens accordent trop de crédit au rapport sur l’hydrogène offshore de DNV Il y a quelques jours, j’ai fouillé dans un rapport de DNV sur la fabrication d’hydrogène offshore avec de l’électricité provenant de parcs éoliens offshore. La conclusion de base était incarnée dans le titre : « L’hydrogène offshore coûterait 10 fois le coût d’un GNL déjà cher, mais l’Europe est sérieuse à ce sujet. » Les 3,21 € par kilogramme d’hydrogène vert offshore que le rapport a proposé comme scénario le moins cher rendaient déjà les conclusions du rapport absurdes, mais il est intéressant d’examiner les bizarreries des hypothèses qui ont conduit à ce que l’offshore soit le moins cher. Dans l’article original, j’ai noté certaines des hypothèses qu’il a formulées, ce qui m’a amené à réfléchir davantage au tableau de mesures qu’il a utilisé pour affirmer audacieusement que la fabrication offshore d’hydrogène serait la forme d’hydrogène vert la moins chère à l’avenir et que l’Europe devrait s’y pencher fortement. Ces hypothèses incluaient l’hydrogène comme principal vecteur d’énergie au lieu d’une matière première industrielle, l’utilisation résultante de MWh et de GWh comme unités d’hydrogène, sept à douze fois le besoin en hydrogène lorsque les principales zones de demande vont se rétrécir, et l’étrange affirmation que déplacer des molécules à travers des pipelines était plus efficace que déplacer des électrons à travers HVDC. Ce dernier était intéressant, car les pertes HVDC sur 1 000 km sont de l’ordre de 3 % à 3,5 %, mais le rapport en annexes à la page 68 indique des pertes de 6,5 % sur 150 km pour cette forme de transmission entre la ligne et le postes de conversion. C’est assez extraordinairement différent de ce que voit l’industrie de la transmission. En revanche, ils affirment que les pertes totales du pipeline et des compresseurs pour l’hydrogène ne sont que de 1,5 %. Et apparemment, cet étrange décalage est un facteur important. « Cela est principalement dû à la nature plus compacte des pipelines par rapport aux câbles et à l’efficacité plus élevée de l’électrolyse offshore, étant donné que moins d’électricité sera perdue en transit car les câbles électriques longue distance n’auront pas besoin d’être utilisés. » Étant donné que les principaux auteurs sont des types pétrole, gaz et hydrogène, ils ont peut-être un peu intérêt à tirer tous les avantages de leur technologie préférée et un peu un défi avec HVDC, qui est bien sûr le nouveau pipeline. Ils affirment également que les pipelines – vous savez, ces gros tubes d’acier qui klaxonnent avec des semelles en béton tous les quelques mètres – nécessitent moins d’espace que les câbles HVDC. Cela ressemble aux affirmations étranges de l’industrie nucléaire selon lesquelles les besoins en espace sont un facteur énorme. Ils semblent penser que les sous-stations électriques sont énormes et que les zones d’atterrissage des pipelines sont petites, alors qu’en réalité, elles sont toutes les deux assez petites. Mais les commentaires des jours suivants m’ont fait réfléchir à certaines des autres hypothèses de la page 68. L’une était que les pipelines sous-marins coûtaient moins cher à construire et à exploiter que les lignes HVDC sur une base de capacité par kilomètre par MW. Combien moins cher? Eh bien, dans le monde du rapport DNV, le coût en capital par MW de capacité par kilomètre pour un pipeline d’hydrogène sous-marin – et pour rappel, les pipelines d’hydrogène sous-marins n’existent pas, et les pipelines d’hydrogène existent à peine – sont de 500 € à 615 €, tandis que Le CCHT est de 800 €. Ensuite, les stations de conversion HVDC coûtent 885 000 € par MW alors que la compression d’hydrogène ne coûte que 15 000 € par MW. Ensuite, il y a les dépenses de fonctionnement. Saviez-vous qu’il est beaucoup plus coûteux d’utiliser des câbles HVDC qui restent là, sans pièces mobiles et avec des exigences d’inspection très limitées, par opposition aux pipelines avec de nombreuses pièces mobiles dans les compresseurs, des racleurs d’inspection de pipeline et des exigences d’inspection externes ? Cela semble assez étrange, mais ils fixent le total des dépenses d’exploitation HVDC à 6,8 % des coûts d’investissement par an, alors que le total équivalent du pipeline n’est que de 5,5 %, y compris la plate-forme offshore. Et rappelez-vous, parce qu’ils ont fixé les coûts HVDC beaucoup plus élevés, les 1,3 % supplémentaires de dépenses d’exploitation sont également beaucoup plus importants que cela. Pour rappel de l’article précédent, ils ne font aucune référence aux effectifs dans le rapport. Cela fait peut-être partie des dépenses de fonctionnement. Une plate-forme offshore avec dessalement, électrolyse, compression et un tas d’autres composants est une installation de fabrication de produits chimiques à l’échelle industrielle nécessitant un personnel 24/7/365. Un parc éolien offshore avec des connexions HVDC à terre ne nécessite aucun personnel offshore permanent. Pourtant, d’une manière ou d’une autre, les chiffres de DNV se prononcent en faveur d’une installation industrielle massive et dotée de personnel à 100 km de la côte. Est-ce vrai? C’est difficile à dire. Comme tous les chiffres de la page 68, ils ne fournissent aucune référence aux sources qui arrivent à ces chiffres. Je n’ai pas été en mesure, après quelques heures de références Google, de les valider. Le seul document externe qu’ils citent, le Perspectives de transition énergétique de DNV, ne contient exactement aucun de ces nombres. Je sais, je suis allé voir. Les chiffres sont arrivés à la page 68 comme arrachés à l’éther pour fournir, à peine, la complexité remarquable de la fabrication d’hydrogène en mer étant la forme la moins chère d’hydrogène vert. Autre chose à noter sur les hypothèses? Eh bien, ils affirment que l’électrolyse solaire à hydrogène terrestre est de loin l’option la plus coûteuse dans tous les scénarios de modélisation, l’éolien offshore à l’hydrogène offshore étant la moins chère à l’avenir. Sur quoi pourraient-ils se baser ? Premièrement, des facteurs de capacité éolienne offshore de 57 % et un coût par MWh de 32,12 € en 2030, inférieur à l’éolien terrestre ou au solaire. Maintenant, j’adore l’énergie éolienne offshore, ne vous méprenez pas, et elle a des facteurs de capacité élevés. Mais la moyenne de l’éolien offshore est inférieure à 50 %, et il est difficile d’imaginer qu’il sera moins cher par MWh que l’éolien terrestre et le solaire. Pourtant, c’est l’affirmation faite dans le rapport pour aider à justifier la production d’hydrogène à plus de 100 kilomètres du rivage. Rien d’autre de surprenant dans les chiffres ? Oui, le facteur de capacité de 11 % pour le solaire photovoltaïque terrestre. C’est à peu près correct pour l’Europe du Nord, mais étant donné que l’hydrogène ou l’électricité circule vers le sud vers les grands centres de population, et que l’énergie solaire photovoltaïque peut être construite dans le sud près des usines d’électrolyse, c’est une grande partie des défauts de ce rapport. Oui, le rapport gonfle artificiellement les coûts solaires terrestres et dégonfle les facteurs de capacité par rapport à l’éolien offshore. Cela ne signifie pas que produire de l’hydrogène avec de l’énergie solaire sera bon marché, bien sûr. Mais le rapport peaufine vraiment chaque levier pour s’assurer que la conclusion prédéterminée est celle qui est livrée. La part du lion du rapport, après les résumés très étranges des scénarios de fabrication, concerne la dorsale européenne de l’hydrogène inexistante mais fortement espérée par les types de pétrole et de gaz, constituée d’énormes pipelines parcourant des milliers de kilomètres, transportant de l’hydrogène dans tous les centres industriels et de transport sur le continent. Huit pages préparent le terrain pour l’augmentation massive profondément improbable de la demande d’hydrogène. Onze pages suffisent pour écarter toutes les options de fabrication d’hydrogène sauf l’offshore à côté de l’éolien offshore. Cinq pages expliquent clairement la quantité d’hydrogène qui pourrait être fabriquée en mer, nécessitant de nouveaux pipelines massifs. Et puis dix-neuf pages sont consacrées à l’épine dorsale du pipeline d’hydrogène proposé, inexistant mais brillant, reliant l’Europe à de nouvelles sources de molécules. Comme je l’ai noté il y a un an, les affirmations selon lesquelles les pipelines d’hydrogène sont beaucoup moins chers par MW que le HVDC sont principalement basées sur de mauvaises limites de système et de terribles hypothèses. Cela est dû en grande partie aux préjugés des personnes qui font les études, bien sûr. A ce point : « L’étude a été réalisée par DNV pour le compte de GASCADE et Fluxys,…

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