Intégration Power-to-Gas et CCUS : une solution pour les énergies renouvelables et la réduction carbone
Une étude novatrice publiée dans Modern Electronics Technique par des chercheurs de l’Université des sciences et technologies de Kunming propose une approche innovante pour optimiser la capacité de captage, d’utilisation et de stockage du carbone (CCUS) dans les systèmes énergétiques intégrés (SEI) incluant la technologie power-to-gas (P2G). Dirigée par Shilong Chen et Chongxu Li, cette recherche introduit un modèle de planification sophistiqué qui améliore non seulement la viabilité économique de la production de gaz naturel synthétique, mais réduit aussi significativement les émissions de carbone en valorisant l’hydrogène à bas coût issu des énergies éolienne et solaire excédentaires, ainsi que le CO₂ de haute pureté provenant des centrales thermiques.
La course mondiale vers la neutralité carbone a accru le besoin de technologies capables de réduire efficacement les émissions des systèmes énergétiques fossiles. Parmi celles-ci, le CCUS s’est imposé comme un élément clé, particulièrement dans les secteurs où l’électrification directe reste difficile. Toutefois, les coûts élevés associés à la production d’hydrogène et à l’approvisionnement en CO₂ ont historiquement limité l’expansion commerciale de la technologie P2G — un processus qui convertit l’électricité renouvelable excédentaire en hydrogène par électrolyse, lequel est ensuite combiné avec du CO₂ capté pour produire du méthane.
Les travaux de Chen et Li s’attaquent directement à ce verrou technologique en proposant un cadre holistique intégrant le CCUS dans un SEI couplant éolien, thermique, hydrogène et gaz. Leur modélisation capture de manière unique les dynamiques temporelles et spatiales de la production renouvelable, des profils de charge des véhicules électriques et de la demande, grâce à des techniques avancées de clustering. Ainsi, elle préserve les caractéristiques intrinsèques des sources d’hydrogène et de carbone à bas coût, même après avoir réduit une année complète de données opérationnelles en un ensemble représentatif de scénarios quotidiens.
Au cœur de leur méthodologie se trouve une formulation de programmation linéaire en nombres entiers (MILP) qui minimise le coût total annualisé du système — incluant les investissements en équipements, les dépenses opérationnelles, les pénalités pour limitation des énergies renouvelables et un nouveau mécanisme de marché carbone segmenté. Ce mécanisme différencie les flux de CO₂ « réels » (carbone physiquement capté, stocké et valorisé) et les CO₂ « virtuels » (quotas d’émissions, émissions du réseau électrique, transactions carbone). Un tel système de comptabilité carbone à double niveau garantit que les incitations économiques et les réductions réelles d’émissions sont précisément reflétées dans le processus d’optimisation.
L’une des conclusions majeures de l’étude est le rôle crucial du stockage du CO₂ pour découpler la disponibilité de l’hydrogène et du carbone. Les chercheurs ont observé que dans leur SEI modélisé, les périodes de forte production éolienne et solaire — idéales pour une production d’hydrogène à bas coût — coïncident généralement avec les heures creuses où les centrales thermiques sont à l’arrêt, ce qui génère peu de CO₂. À l’inverse, les pics de demande électrique correspondent à une forte production thermique et donc à d’importantes émissions de CO₂, mais avec un surplus renouvelable limité. Sans stockage intermédiaire de CO₂, cette inadéquation temporelle rendrait la P2G économiquement irréaliste. L’ajout d’une cuve tampon permet de stocker le carbone capté pendant les pics diurnes et de le combiner ensuite avec l’hydrogène produit la nuit à partir de l’éolien excédentaire, permettant une synthèse continue de méthane.
Les résultats numériques sont convaincants. Avec la configuration CCUS proposée — comprenant une unité de captage de 148 kg/h, une capacité de stockage de 1 036 kg de CO₂ et un réacteur de méthanation de 94,2 kg/h — le système testé a enregistré une réduction de 23,5 % des coûts annuels totaux par rapport au scénario de référence sans CCUS. Plus impressionnant encore, les émissions carbone réelles ont chuté de 41,9 %, passant de 5 511,5 à 3 201,2 tonnes par an. Parallèlement, la limitation des énergies éolienne et solaire a diminué de 83,7 %, démontrant ainsi un double bénéfice : réduction des émissions et meilleure intégration des renouvelables.
Les gains économiques proviennent de plusieurs synergies. D’abord, en convertissant l’énergie renouvelable autrement perdue en méthane stockable, le système évite les pénalités de curtailment et crée une matière valorisable. Ensuite, le CO₂ capté localement auprès des unités thermiques élimine les coûts de transport et garantit une haute pureté, réduisant la dégradation des catalyseurs de méthanation et la complexité opérationnelle. Enfin, le marché carbone segmenté récompense les efforts de décarbonation : plus les émissions nettes du système sont faibles (voire négatives), moins il paie de quotas, et peut même générer des revenus en vendant des crédits excédentaires.
Fait notable, l’étude souligne également des choix stratégiques en matière de stockage de l’énergie. Si les batteries lithium-ion et les piles à hydrogène sont utilisées pour l’équilibrage intra-journalier — notamment pendant les pics de prix du soir — le méthane issu de la P2G sert de vecteur de stockage saisonnier de longue durée. Il peut être injecté directement dans le réseau de gaz naturel existant, profitant ainsi de ses vastes capacités de stockage et de transport sans nécessiter de nouvelles infrastructures coûteuses. Cette architecture de stockage hybride maximise l’efficacité : l’électricité est convertie en hydrogène uniquement lors des surplus renouvelables, et l’hydrogène en méthane seulement lorsque le CO₂ est disponible, minimisant ainsi les conversions énergétiques superflues.
Les chercheurs insistent également sur l’importance des limites du système. Leur modèle de SEI exclut délibérément le chauffage urbain et les réseaux multi-énergies complexes pour se concentrer sur le couplage hydrogène-carbone. Cette simplification permet une caractérisation précise des flux de gaz — modélisés en kilogrammes plutôt qu’en unités volumétriques — pour s’aligner sur les métriques du marché carbone (yuan par tonne). Elle permet aussi un suivi précis des flux d’oxygène, qui jouent un rôle secondaire en améliorant l’efficacité de la combustion dans les unités thermiques via une combustion enrichie en oxygène, facilitée par une unité de séparation d’air (ASU).
D’un point de vue politique, ces résultats soulignent la nécessité de cadres réglementaires reconnaissant la distinction entre émissions virtuelles et réelles. L’étude met en garde contre une dépendance excessive aux mécanismes de crédits carbone sans vérification des flux physiques de CO₂, ce qui pourrait favoriser des systèmes semblant faiblement carbonés sur le papier, mais augmentant en réalité les émissions nettes via des conversions énergétiques inefficaces ou une importation d’électricité grid à forte intensité carbone. Chen et Li plaident pour une « comptabilité carbone réelle » dans les futures incitations CCUS afin de garantir l’intégrité environnementale.
Pour aller plus loin, les auteurs identifient plusieurs pistes d’extension. L’intégration des flux d’énergie thermique — notamment dans les climats froids où la réaction exothermique de méthanation de la P2G pourrait alimenter le chauffage urbain — pourrait encore améliorer l’efficacité du système. De plus, l’extension du modèle à des réseaux de distribution électricité-gaz-thermique plus vastes pourrait permettre des économies d’échelle dans l’acquisition d’équipements CCUS, même si cela introduirait de nouveaux défis de coordination entre sources de carbone et puits d’hydrogène géographiquement dispersés.
Les implications pour les secteurs automobile et énergétique sont profondes. Alors que les transports lourds et les procédés industriels cherchent des alternatives au diesel et au charbon, le méthane renouvelable produit via cette voie CCUS-P2G optimisée offre un carburant drop-in compatible avec les moteurs et infrastructures existants. De plus, la capacité à stocker les surplus solaires estivaux sous forme de réserves de gaz pour l’hiver répond à une limite majeure des systèmes purement batterie dans le stockage saisonnier.
En conclusion, les travaux de Chen et Li représentent une avancée majeure vers des systèmes énergétiques neutres en carbone, économiquement viables et pratiques. En alliant réduction de scénarios data-driven, modélisation rigoureuse des flux multi-énergies et mécanismes de marché réalistes, ils tracent une voie viable pour transformer le CCUS d’une mesure coûteuse de conformité en un actif générateur de profits. Leur modèle enrichit non seulement la recherche académique, mais offre aussi des insights actionnables pour les gestionnaires de réseau, les décideurs politiques et les investisseurs en énergie propre engagés dans la transition vers un avenir neutre en carbone.
Auteurs : Shilong Chen et Chongxu Li, Université des sciences et technologies de Kunming
Publié dans : Modern Electronics Technique, Vol. 47, No. 6, 15 mars 2024
DOI : 10.16652/j.issn.1004-373x.2024.06.018