Il y a quelques jours, Craig Parker de Ethical Advisers Funds Management à Brisbane, Queensland, Australie, m’a contacté pour obtenir des commentaires. Lui et son entreprise avaient été invités, en tant qu’organisation locale d’investissement éthique et de gestion de fonds axée sur l’ESG, à apporter leur contribution à la stratégie de l’hydrogène du Queensland, qui, comme tant de stratégies de ce type aujourd’hui, est lourde d’hydrogène pour l’énergie.
Projection de la demande d’hydrogène jusqu’en 2100, graphique par auteur
Il avait quelques idées initiales, mais savait que je critiquais une grande partie du battage médiatique sur l’économie de l’hydrogène, qui a connu une résurgence ces dernières années. J’avais fait la projection dans le graphique ci-dessus en 2021 et l’avais affinée plusieurs fois depuis sur la base de conversations et de commentaires d’experts mondiaux, et je pense que c’est plus juste que la plupart. Il s’agit d’une version étendue de ma réponse rapide par e-mail pour l’aider à fournir des informations aux décideurs politiques du Queensland.
Cela dit, je ne critique pas l’hydrogène, je critique l’hydrogène vert en tant que réserve d’énergie et de carburants synthétiques fabriqués à partir d’hydrogène vert et d’autres matières premières. L’efficacité est très faible, l’empreinte carbone augmente à chaque fois que vous la transformez, et il existe presque toujours des alternatives moins chères, moins carbonées et plus efficaces. C’est vrai aussi pour l’hydrogène vert et les carburants synthétiques pour le transport routier, l’aviation et le transport maritime.
Parker se demandait si le stockage de l’énergie hydrogène était adapté pour raffermir le réseau. Il était conscient de la réduction importante des énergies renouvelables et a demandé si ce support de stockage était approprié. La réduction se produit globalement pour de multiples raisons, il est donc toujours utile de lever l’ambiguïté. Par exemple, en Ontario, la réduction des énergies renouvelables se produit fréquemment parce que cette province a trop de nucléaire rigide, de sorte que les accords réglementaires et contractuels qui ont évolué permettent aux opérateurs de réseau de fermer les énergies renouvelables lorsqu’il y a trop d’approvisionnement à la place. En Chine, il y a eu des déficits de transmission.
Mais le Queensland a un défi différent : beaucoup d’énergie solaire sur les toits qui n’a pas de signal de prix, donc elle fonctionne toujours, associée à un manque de stockage sur le réseau. Comme en Californie, la courbe du canard charlatanisme dans cet État australien. En conséquence, l’Australian Energy Market Operator (AEMO) réduit fréquemment la production pour des raisons économiques. Le stockage sur le réseau permettrait de décaler l’heure de l’énergie solaire vers les périodes de demande du soir ou du jour suivant.
Cependant, l’hydrogène comme moyen de stockage de l’électricité pour raffermir le réseau est un mauvais choix. L’hydrogène vert sera coûteux, car les usines d’électrolyse à l’échelle industrielle sont à forte intensité de capital et nécessitent une électricité ferme 24/7/365 pour fonctionner à des facteurs de capacité élevés, et l’efficacité aller-retour de l’électricité à l’hydrogène à l’électricité est inférieure à 30 %.
Carte SIG ANU des emplacements des ressources hydroélectriques pompées du Queensland, image reproduite avec l’aimable autorisation de l’ANU
En comparaison, il s’agit de la vue ANU GIS Queensland de tous les sites hydroélectriques pompés en boucle fermée, hors rivière, avec plus de 400 mètres de hauteur de chute, les réservoirs supérieurs et inférieurs rapprochés horizontalement, à proximité de la transmission et hors des terres protégées. C’est tiré d’une étude qu’ils ont faite il y a quelques années avec le chercheur principal Matt Stocks, avec qui j’ai communiqué à l’époque. J’utilise régulièrement l’atlas SIG dans mes discussions avec les entrepreneurs énergétiques, les gestionnaires institutionnels de l’énergie et les investisseurs pour les aider à comprendre l’ampleur de l’opportunité. Selon l’étude, il y a 100 fois la ressource disponible avec les restrictions notées comme toutes les exigences mondiales de stockage d’énergie.
De plus, l’hydroélectricité pompée est efficace à plus de 80% de l’électricité à l’eau pompée à l’électricité. C’est en grande partie pour cette raison qu’il s’agit de loin de la plus grande forme de stockage en réseau au monde aujourd’hui et qu’il s’agit toujours de loin de la plus grande forme de stockage en réseau en construction à l’heure actuelle. La Suisse vient de mettre en service une centrale hydroélectrique pompée d’une capacité de 900 MW / 20 GWh, plus grande que tout le stockage de réseau de batteries mondial existant à lui seul. Plus tôt dans l’année, la Chine a connecté une seule centrale hydroélectrique pompée à son réseau qui éclipse le site suisse, avec 3,6 GW et 40 GWh de capacité. La Chine a encore 50 GW en construction en Chine avec probablement plus de 500 GWh de stockage d’énergie, et construit des installations hydroélectriques pompées dans le monde entier dans le cadre de son initiative Ceinture et Route, par exemple l’installation de stockage pompé Kokhav Hayarden de 344 MW en Israël et une installation de 500 Site MW aux Philippines. L’Alberta au Canada et les îles Féroé construisent des installations plus petites. L’Ontario, mentionné plus tôt, équilibre sa production nucléaire inflexible avec une installation hydroélectrique à pompage récemment agrandie à Niagara Falls, et l’installation de Michigan Ludington a été construite pour la même raison, pour donner aux centrales nucléaires voisines quelque chose à faire la nuit.
L’hydroélectricité pompée n’est pas une technologie sexy, mais elle est commercialement construite depuis 1907, utilise des composants industriels prêts à l’emploi et a une durée de vie opérationnelle de plus de 100 ans avec un entretien de base et des remplacements occasionnels de turbine. Lorsque j’ai parlé avec China Light and Power, le service public de Hong Kong, en 2021, il exploitait son installation hydroélectrique pompée du Guangdong de 2,4 GW / 25 GWh en mode mains libres et télécommandé, et ce depuis plus d’une décennie. Il s’agit d’une technologie à l’échelle industrielle qui fonctionne, ne reste pas sur les rivières, ne bloque pas les parcours de poissons, ne gêne pas les utilisations récréatives ou commerciales des rivières et, en raison de la hauteur de chute élevée, a des réservoirs et des utilisations relativement petits Petite eau.
Le Queensland aime le charbon et le gaz de houille, qui est principalement du méthane et un substitut au gaz naturel. 50% des exportations du Queensland sont du charbon et du gaz thermiques et métallurgiques. Ces revenus disparaissent au cours des deux prochaines décennies, ce qui est naturellement préoccupant pour le gouvernement, et ils espèrent que l’hydrogène vert le remplacera. Ce ne sera pas le cas.
Cela dit, le pays du charbon est un pays de l’hydroélectricité pompée, et les travailleurs et ingénieurs du charbon sont d’excellentes ressources qualifiées pour la construction de l’hydroélectricité pompée et vivent déjà dans le pays du charbon. Comme vous pouvez le voir, le Queensland est riche en sites près de Cairns et de Brisbane, où se trouvent la majorité de la population et de la demande électrique. Un grand nombre de ces sites hydroélectriques pompés se trouvent là où se trouvent les mines de charbon.
Le Queensland a une excellente occasion de raffermir ses énergies renouvelables en faisant pivoter les travailleurs du charbon vers la construction de sites hydroélectriques pompés à la place avec des mineurs de charbon qui n’ont plus d’emplois pour creuser de la terre riche en carbone noir. L’hydrogène vert pour le stockage de l’électricité est impropre à l’usage, mais l’hydroélectricité pompée ne l’est pas.
L’Australie ne raffine pas beaucoup de pétrole. Les deux dernières raffineries, cependant, sont soutenues jusqu’en 2030 dans l’espoir qu’elles produiront du carburant à très faible teneur en soufre d’ici la fin de 2024. 42 % de tout l’hydrogène utilisé dans le monde est dans les raffineries de pétrole, comme le montre la projection de la demande ci-dessus. , principalement pour désulfurer le pétrole brut, il s’agit donc probablement d’une demande importante d’hydrogène vert pendant quelques années.
Ventes intérieures d’engrais en Australie, image reproduite avec l’aimable autorisation de Fertilizer Australia
L’Australie utilise beaucoup d’engrais, fabriquant une grande partie du produit lui-même. L’UAN, le SOA et l’ammoniac anhydre dans le tableau ci-dessus sont tous des produits à base d’ammoniac, et donc des zones à forte demande d’hydrogène vert. Actuellement, l’Australie fabrique de l’hydrogène à partir de gaz naturel et de charbon avec un CO2e très élevé par tonne. Incitec dans le Queensland fabrique beaucoup d’engrais, y compris son produit d’ammoniac anhydre Big N. La fabrication d’engrais verts dans le Queensland pour les marchés intérieurs devrait être le premier emploi et persistera économiquement.
L’exportation d’ammoniac vert pour les engrais sera un bon futur marché. Le monde doit remplacer les énormes engrais à base d’ammoniac provenant de combustibles fossiles, et les grands espaces ouverts de l’Australie, le soleil, le vent et les emplacements hydroélectriques pompés de stockage en réseau accessibles le rendent bien adapté pour être un grand acteur.
Tableau quadrant de sexy vs praticité, tableau par auteur
Tous les transports terrestres seront électriques à batterie, reliés au réseau ou hybrides reliés au réseau de batterie. Les poids lourds n’iront pas à l’hydrogène. Le biodiesel sera un carburant de transition pour les endroits plus éloignés jusqu’à ce que l’électrification complète se produise, puis les biocarburants seront réservés à l’aviation et à la navigation long-courriers. L’hydrogène vert est beaucoup plus cher dans tous les cas que les énergies renouvelables pour les batteries, et chaque tonne de CO2e provenant de l’électricité renouvelable à cycle de vie complet est multipliée dans les transports verts si elle produit de l’hydrogène et des carburants synthétiques.
L’annonce récente de l’Allemagne selon laquelle les trains à hydrogène coûtent 3 fois plus cher à exploiter que les trains connectés au réseau, à batterie et hybrides à batterie et qu’ils ne seront donc plus mis en œuvre une fois que l’itinéraire de 79 km aura été hydrogéné est un point de données à prendre en compte. pays centré sur l’hydrogène. Les 500 000 bus électriques de la Chine, le nombre équivalent de camions électriques et les 40 000 km de trains de marchandises et de passagers à grande vitesse, reliés au réseau et électrifiés constituent un autre point de données à prendre en compte.
C’était donc mon conseil à Parker, et à travers lui, espérons-le, aux oreilles attentives des décideurs politiques du Queensland. L’hydrogène vert pour l’énergie est une impasse économique, et non un remplacement des revenus des combustibles fossiles, et plus tôt les décideurs du Queensland intégreront cela, plus tôt le Queensland sera en mesure de faire face à ses réalités économiques. Et quand c’est le cas, sa politique de l’hydrogène devrait ressembler beaucoup plus à ce que j’ai abordé ci-dessus qu’à ses stratégies actuelles.
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