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On a still winter week, Britain's gas power plants fire up when wind and solar cannot meet demand. On a very windy day, some turbines are switched off because the grid has nowhere to put their electricity. Researchers now point to the empty oil and gas fields beneath the North Sea as a possible buffer: fill them with green hydrogen when renewable power is abundant, then turn that hydrogen back into electricity when the wind drops.
Lors d’une semaine hivernale sans vent, les centrales électriques au gaz du Royaume-Uni démarrent lorsque l’éolien et le solaire ne suffisent pas à répondre à la demande. Lors d’une journée très venteuse, certaines éoliennes sont arrêtées parce que le réseau ne sait pas quoi faire de leur électricité. Des chercheurs désignent désormais les gisements de pétrole et de gaz vides situés sous la mer du Nord comme un possible tampon : les remplir d’hydrogène vert lorsque l’électricité renouvelable est abondante, puis reconvertir cet hydrogène en électricité lorsque le vent faiblit.
A study published in Applied Energy estimates that suitable depleted fields could provide 3,659 terawatt-hours of hydrogen storage. That is equivalent to more than seven years of projected UK electricity demand in 2040. Green hydrogen is made by using renewable electricity to split water into hydrogen and oxygen; the gas can later be used to generate electricity without the carbon dioxide released by conventional gas.
Une étude publiée dans Applied Energy estime que les gisements épuisés adaptés pourraient fournir 3 659 térawattheures de capacité de stockage d’hydrogène. Cela équivaut à plus de sept ans de la demande d’électricité britannique prévue en 2040. L’hydrogène vert est produit en utilisant de l’électricité renouvelable pour séparer l’eau en hydrogène et en oxygène ; le gaz peut ensuite servir à produire de l’électricité sans les émissions de dioxyde de carbone des centrales conventionnelles au gaz.
The researchers assessed North Sea fields according to their geology, including the quality of the impermeable rock layer that keeps gas underground and the amount of hydrogen that might seep away. Working with Ph.D. researchers Zongtai Zhang and Joseph Brown, they built a digital twin of Britain's future electricity system and geological storage, modeling real weather and supply and demand in half-hour intervals rather than relying on annual averages.
Les chercheurs ont évalué les gisements de la mer du Nord en fonction de leur géologie, notamment de la qualité de la couche de roche imperméable qui maintient le gaz sous terre et de la quantité d’hydrogène susceptible de s’échapper. Avec les chercheurs en doctorat Zongtai Zhang et Joseph Brown, ils ont construit un jumeau numérique du futur système électrique britannique et du stockage géologique, en modélisant les conditions météorologiques réelles ainsi que l’offre et la demande par intervalles d’une demi-heure, plutôt qu’en s’appuyant sur des moyennes annuelles.
The modeled results expose the practical value of scale. With more renewables but no additional hydrogen storage, the grid still relied on gas during windless winter weeks. In a low-storage scenario using only planned sites, hydrogen stores filled quickly, leaving no room to absorb more summer surplus. Only the high-storage scenario, which added depleted North Sea fields, removed the need for conventional gas power plants by 2040; across all scenarios, gas fell to 1% of generation by 2030.
Les résultats modélisés mettent en évidence l’intérêt pratique de l’échelle. Avec davantage d’énergies renouvelables mais sans capacité supplémentaire de stockage d’hydrogène, le réseau dépendait toujours du gaz pendant les semaines hivernales sans vent. Dans un scénario de faible stockage utilisant uniquement les sites prévus, les réserves d’hydrogène se remplissaient rapidement, ne laissant plus de place pour absorber l’excédent estival. Seul le scénario à forte capacité de stockage, qui ajoutait les gisements épuisés de la mer du Nord, supprimait le besoin de centrales électriques conventionnelles au gaz d’ici 2040 ; dans tous les scénarios, le gaz ne représentait plus que 1 % de la production en 2030.
And then? For households, the direct benefit could be a larger reserve of energy during the winter, when demand is highest and renewable output can be low. For fertilizer, steel, cement and glass producers, hydrogen could also provide the intense heat that is difficult to supply with electricity. Because production and storage could sit near offshore-wind connections and existing oil and gas infrastructure, the researchers say coastal communities could draw on related skills and jobs. Those benefits remain conditional: the figures come from a model, and the proposed North Sea storage capacity has not yet become an operating system.
Et ensuite ? Pour les ménages, l’avantage direct pourrait être une réserve d’énergie plus importante pendant l’hiver, lorsque la demande est la plus élevée et que la production renouvelable peut être faible. Pour les producteurs d’engrais, d’acier, de ciment et de verre, l’hydrogène pourrait aussi fournir la chaleur intense difficile à produire avec de l’électricité. Comme la production et le stockage pourraient être installés à proximité des raccordements aux parcs éoliens en mer et des infrastructures pétrolières et gazières existantes, les chercheurs estiment que les communautés côtières pourraient s’appuyer sur les compétences et les emplois associés. Ces bénéfices restent conditionnels : les chiffres proviennent d’un modèle et la capacité de stockage proposée en mer du Nord n’est pas encore devenue un système opérationnel.