Notice
Flotte de bus H2Autre flotte (sur demande)
Saisir le kilométrage annuel de la flotte de véhicules. Ex : 350 000 km / an peut correspondre à 5 bus parcourant chacun 70 000 km / an.
La production d’hydrogène nécessite l’utilisation d’électricité renouvelable pour être vertueuse face aux carburants fossils. Ex : Une couverture à 150 % du besoin annuel en électricité permet de palier à l’intermittence de l’énergie solaire et réduit l’utilisation du réseau qui fournie une électricité plus carbonée.
Environnemental – économique – énergétique Ex : ici, les émissions de CO2e respectent les recommendations du GIEC, le coût du H2 est lié à 75 % à l’approvisionnement en énergie et le coût de cette énergie consommée est réduit par l’injection sur le réseau de l’excédant de production solaire.
Coût total de possession (TCO), investissement (CapEx) et décomposition des coûts au km parcouru, au kg produit et au kWh consommé. L’approvisionnement en énergie représente le coût principal, les tarifs négociés sont parmétrables dans les cases blanches du tableau.
La consommation d’hydrogène (paramètre de la case bleue) est exprimée en kg / 100 km et vaut par défaut 13. Le besoin journalier et annuel ainsi que la consommation équivalente de Diesel sont ensuite indiqués en données de sorties (cases jaunes).
A l’instar d’une station service, un stockage du carburant sur site est nécessaire. Il peut correspondre à plusieurs jours de consommations de la flotte de véhicules. Il est exprimé en kg, en normo m3 (Nm3) et en m3 à sa pression de stockage.
Le dimensionnementde l’électrolyseur (puissance, débit et consommation électrique moyenne) est calculé à partir du besoin annuel en hydrogène et de ses paramètres propres (cases bleues) : taux d’utilisation (exprimé ici en pourcentage) et rendement (exprimé en kWh él. / kg).
Les coproduits sont quantifiés par le calculateur. Leur valorisation est souvent possible. Ex : La chaleur peut être injectée dans un réseau de chaleur à destination d’une industrie agro-alimentaire ou pour le chauffage. L’oxygène peut être valorisé dans une STEP à proximité.
Une installation photovoltaïque qui fournie annuellement plus que la quantité nécessaire d’électricité permet la production de l’hydrogène bas carbone (Ex : 150 % pour palier à l’intermittence de la production)
Les échanges avec le réseau pallient à l’intermittence quotidienne et saisonnière de la production photovoltaïque. Le soutirage peut-être limité si l’installation photovoltaïque est conséquente et si l’électrolyseur et le stockage sont dimensionnés en conséquence.
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MWc ( hectare) de panneaux photovoltaïque produiront GWh / an pour alimenter les électrolyseurs. En remplaçant ainsi la consommation annuelle de milliers de L de Diesel cette production d’hydrogène à partir principalement d’énergie photovoltaïque divisera par les émissions de C02e (WtW).
Les échanges avec le réseau électrique sont nécessaires car ils pallient à l’intermittence de l’énergie solaire. Ainsi chaque année GWh seront injectés principalement durant la période estivale et GWh seront soutirés.
Un électrolyseur d’une puissance électrique supérieure ou égale à kW pour un débit nominal de Nm3 ( kg H2 / h ) est requis. Ce procédé co-produira chaque année MWh de chaleur et t d’oxygène qui pourront être valorisés.
Le stockage de l’hydrogène pour jours d’exploitation correspond à un volume de Nm3, soit m3 compressés à 50 MPa.
Pour ces hypothèses, TECPHY se base sur des standards qui ne sauraient avoir de valeur contractuelle et qu’il conviendra d’affiner au regard des caractéristiques de votre projet. Pour connaître les conditions technico-économiques de réalisation de votre projet, dont l’investissement estimé, et recevoir votre compte-rendu de simulation, contactez-nous ! Graph Total Cost of Ownership sur demande.
Exemple de structure du coût du kilogramme d’hydrogène
Stockage
Consommation spécifique associée (par kg produit)
Pourcentage correspondant (par rapport au PCS de l’hydrogène)
Par rapport au pouvoir énergétique supérieur de l’hydrogène, la proportion de perte à la compression ou liquéfaction du gaz (s’ajoutant à celle de la compression et du séchage) sont donc respectivement estimées ici à +6,8 %, +12% et +25%. Ces ordres de grandeurs varient selon les technologies et les fournisseurs et s’améliorent légèrement d’une année à l’autre.
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