Transition Énergétique : les transports publics ouvrent la voie

France, trains à hydrogène : intégrer la chaîne d’approvisionnement énergétique

Pour réussir la transition énergétique, la production de l’énergie, son transport, son stockage et sa distribution doivent faire partie intégrante des études de faisabilité et de planification du projet. S’agissant de la transition vers l’hydrogène, le grand défi aujourd’hui est que, ni la chaîne d’approvisionnement, ni l’infrastructure d’avitaillement, n’existent.

Sur de telles opérations, nos experts prennent en compte toute une série de facteurs : l’impact environnemental, l’acceptation sociale, le risque réputationnel, l’investissement et les coûts opérationnels, le bilan économique, ainsi que l’intégration de la logistique d’approvisionnement en hydrogène avec l’exploitation du service elle-même.

Lorsque nos experts accompagnent les AOM pour déployer la solution hydrogène selon leur stratégie de transition énergétique, ils préconisent de recenser autour du périmètre projet les unités de production et de distribution d’hydrogène existantes ou à venir, ainsi que l’empreinte carbone. En effet, l’hydrogène peut être créé à l’aide de divers procédés, dont le plus connu, le vaporeformage, fait appel à du combustible fossile. L’objectif principal étant de produire de l’hydrogène vert par électrolyse avec de l’électricité bas carbone, il peut être nécessaire d’envisager des stratégies de développement d’énergies renouvelables ou de conclure des accords d’achat d’électricité (AAE) qui établissent des contrats à long terme pour de l’électricité d’origine renouvelable. L’emplacement optimal des usines de production, le coût économique et environnemental du transport de l’hydrogène, la sélection des sites de ravitaillement sont ainsi autant d’éléments à prendre en compte.

En région Occitanie, un projet pionnier sur la ligne Toulouse – Montréjeau – Luchon prévoit la réouverture de la section de 36 km entre Montréjeau et Luchon, fermée depuis 2014. Les 3 trains hybrides électrique-hydrogène font partie d’un groupement de commande de 12 trains, en collaboration avec trois autres régions françaises. SYSTRA intervient sur la stratégie d’approvisionnement en hydrogène, son transport et son stockage ainsi que sur le choix de l’emplacement de la station de distribution d’hydrogène, en collaboration avec deux partenaires spécialistes de l’hydrogène.

Chez SYSTRA, nous pensons que l’approche holistique sur des projets ferroviaires complexes facilite la prise de décision et permet d’optimiser le coût total de possession. Nos spécialistes fonciers, environnementaux, de la construction, de l’exploitation ferroviaire et de l’hydrogène associent ainsi leurs expertises pour identifier en amont les risques du projet et enrichir les analyses multi-critères.

L’hydrogène est une technologie intéressante pour certains cas d’usage, notamment car elle est adaptée aux petites lignes régionales où l’électrification n’est pas viable économiquement pour quelques trains circulant quotidiennement. Alimenter les trains en utilisant de l’hydrogène à faible teneur en carbone plutôt que du diesel peut se traduire par des baisses considérables d’émissions de carbone : sur cette étude de cas spécifique, la réduction s’établit entre 80 et 95 % !

Aux États-Unis : phaser la transition d’un dépôt de bus électriques multi-énergies en intégrant la production d’énergie renouvelable

Pour les AOM et exploitants, une transition par étape peut s’avérer pertinente. En effet, la transition énergétique requiert des investissements significatifs dans un contexte de budget public souvent contraint, avec des surfaces foncières disponibles limitées en zone urbaine, et l’obligation de maintenir des services de transport public de qualité pendant la durée de l’opération. Certaines AOM font le choix d’adapter leur dépôt existant plutôt que d’en construire un nouveau. Durant cette transition, plusieurs technologies d’énergie sont alors exploitées sur le même site, ce qui constitue un vrai défi opérationnel. L’autonomie limitée des bus électriques à batterie et les contraintes d’appel de puissance en électricité sur le réseau existant peuvent également amener à des objectifs de transition du parc par étape.

Comment gérer ces contraintes ? Chez SYSTRA, nous pensons que les conditions d’application des technologies alternatives au diesel doivent être étudiées avec beaucoup de soin, en fonction des itinéraires et des services de bus, ce qui peut amener à réviser les schémas d’exploitation. Les scénarios d’étude doivent prendre en compte la robustesse des services, les solutions d’avitaillement ou de recharge, l’approvisionnement en énergie, en tenant compte des conditions d’exploitation du dépôt parallèlement à des travaux de construction échelonnés. Aussi, la formation de l’exploitant est un facteur clé de succès.

Aux États-Unis, SYSTRA accompagne l’AOM de Washington (WMATA ou Washington Metropolitan Area Transit Authority) en tant qu’ingénierie en charge de la conception de l’infrastructure électrique et de gaz, pour la transition de la flotte bus du dépôt Bladensburg, qui se fera par étapes.

Certains services passeront d’abord au GNV (Gaz Naturel Véhicule), en raison de sa plus grande autonomie et de son coût de possession inférieur à celui de la technologie batterie. D’autres services passeront à l’électrique batterie, pour aboutir dans un second temps à une flotte de 300 autobus entièrement électriques. Les panneaux solaires photovoltaïques installés sur le toit de la nouvelle installation produiront de l’énergie pour les bâtiments administratifs, ce qui équivaut à la consommation d’environ 25 bus électriques (sur 150). L’étude économique a montré que cela permettrait de diviser par deux le coût de l’énergie pour les bâtiments administratifs par rapport au scénario sans panneau solaire, couvrant en partie les risques de fluctuation du marché de l’électricité.

SYSTRA a étudié plusieurs scénarios sur l’exploitation future afin de tester sa robustesse et l’infrastructure correspondante. La conception du dépôt réalisée en BIM (Building Information Modelling) assure que l’infrastructure est adaptée à l’exploitation de la future flotte de bus.

Au final, sur ce cas d’étude spécifique, le passage à un parc de bus électriques à batterie permettra de réduire de 83 % les émissions annuelles de carbone en exploitation⁴. Parmi les autres avantages, citons la réduction d’émissions polluantes locales (oxydes d’azote, hydrocarbures, particules) ainsi que la diminution de la pollution sonore grâce au fonctionnement plus silencieux des véhicules électriques.

⁴ WMATA-ZEB-Transition-Plan_March2023.pdf

Au Canada, optimiser l’infrastructure d’électrification des bus électriques : un défi complexe

Aboutir à une solution optimale sur les projets d’électrification de bus requiert de bonnes orientations stratégiques et des ressources en ingénierie de conception. Parmi les facteurs à prendre en compte figurent les pics d’appel de puissance, la configuration spatiale du dépôt, la configuration technique de son infrastructure électrique, l’investissement requis et le financement disponible. A ce sujet, certaines AOM ont pu avoir recours à l’émission d’obligations vertes sur les marchés pour financer leur projet.

Des critères tels que le nombre de rangées et de bus par rangée dans le dépôt, ou bien le type de chargeur ainsi que leur répartition dans l’espace du dépôt, ont un impact significatif sur le profil de consommation d’énergie. Notre expérience montre qu’une bonne conception peut réduire les pics d’appel de puissance jusqu’à 70 %.

La modélisation poussée de scénarios détaillés n’est possible qu’à l’aide d’outils numériques. Nos ingénieurs utilisent le Transit & Electromobility Smart Simulator (TESS), notre simulateur d’installations de recharge d’autobus. Celui-ci modélise des paramètres tels que les schémas de stationnement, les mouvements de véhicules, l’infrastructure électrique, la consommation d’énergie, les tarifs d’électricité et fournit des résultats comme la robustesse du plan d’exploitation, l’utilisation des chargeurs, les pics de puissance, ou encore les coûts d’exploitation et d’investissement.

Développé à partir de données réelles, TESS permet ainsi d’identifier les scénarios d’exploitation optimaux de l’infrastructure électrique.

TESS a été développé dans le cadre de la conception préliminaire d’un dépôt de bus électriques pour le Réseau de transport de la Capitale (RTC) au Québec, Canada, qui est en train de faire passer sa flotte de 172 bus du diesel à l’électrique batterie. Prenant en compte les contraintes budgétaires du maitre d’ouvrage, l’autonomie limitée des bus électriques – par ailleurs sensible aux variations de températures extrêmes, l’espace restreint pour le dépôt et le risque incendie, TESS a simulé différentes approches pour déterminer celle qui donnerait les meilleurs résultats en termes de coûts d’investissement et d’exploitation, et par là même de retour sur investissement des fonds publics, tout en garantissant un plan d’exploitation résilient.

En passant du diesel aux bus électriques, dans un pays où 99 % de l’électricité est déjà produite par l’hydroélectricité, 16 500 tonnes d’émissions de CO2 seront ainsi économisées chaque année en exploitation sur cette étude de cas spécifique. Les tests de scénarios réalisés avec TESS montrent que la conception proposée (avec un ratio de deux bus électriques par chargeur) baissera de 68 % le pic d’appel de puissance, ce qui permettra de réduire le tarif de l’électricité et de réaliser 28 % d’économies sur le coût d’investissement de l’infrastructure électrique par rapport au scénario initial (avec un chargeur par bus et sans optimisation).