Un modèle de programmation linéaire pour la planification des réseaux électriques avec intégration de l’hydrogène

Pourquoi convertir le soleil en hydrogène importe

De nombreux pays cherchent des solutions pour maintenir l’éclairage, réduire les émissions de carbone et soutenir des industries énergivores. Les Émirats arabes unis (EAU) bénéficient d’un ensoleillement abondant, d’une demande électrique en hausse et d’ambitions importantes pour devenir un pôle mondial de l’hydrogène propre. Cette étude pose une question simple mais cruciale : si les EAU repensaient leur système électrique pour 2030 depuis zéro, quelle combinaison de solaire, gaz, nucléaire, batteries et stockage d’hydrogène aurait du sens à la fois économiquement et environnementalement ?

Concevoir le puzzle énergétique du futur

Les chercheurs ont construit un modèle informatique détaillé qui représente l’ensemble du système électrique et hydrogène des EAU heure par heure sur une année complète. Plutôt que d’ajuster l’infrastructure actuelle, ils ont adopté une approche « greenfield » : le modèle est libre de choisir le mix technologique le moins coûteux tout en atteignant deux objectifs pour 2030 — environ 203 térawattheures d’électricité et 1,4 million de tonnes d’hydrogène par an. Le modèle peut investir dans quatre moyens de produire de l’électricité (panneaux solaires, éoliennes, réacteurs nucléaires et centrales à gaz naturel efficaces) et deux moyens de stocker l’énergie (batteries lithium‑ion et stockage d’hydrogène souterrain). Il inclut aussi les éléments clés de la filière hydrogène : électrolyseurs qui utilisent l’électricité pour séparer l’eau, cavernes souterraines pour stocker l’hydrogène et piles à combustible capables de reconvertir l’hydrogène stocké en électricité.

Comment le système numérique prend des décisions

Pour décider quoi construire et comment l’exploiter, le modèle utilise la programmation linéaire, une méthode mathématique souvent appliquée en logistique et en finance. Il minimise le coût annuel total, incluant construction, exploitation, carburant et même un prix sur les émissions de carbone. À chaque heure de l’année, le modèle doit équilibrer l’offre et la demande d’électricité, et suivre aussi où l’hydrogène est produit, stocké et consommé. Il utilise des données météorologiques réelles pour le solaire et l’éolien, une courbe horaire réaliste de la demande électrique dominée par la climatisation, et un profil synthétique mais cohérent de la demande en hydrogène pour des secteurs comme l’acier, le transport maritime et les raffineries. En plus des coûts, le modèle suit les émissions sur l’ensemble du cycle de vie de chaque technologie, de la construction des équipements à la combustion du gaz.

À quoi ressemble le système bas‑carbone le moins coûteux

La solution optimisant le coût pour 2030 présente une structure claire. Le solaire est porté jusqu’à la limite nationale de planification, atteignant 19,8 gigawatts de capacité. Le nucléaire fonctionne principalement comme une source de base stable, proche de la capacité maximale de la centrale existante de Barakah. Les centrales à gaz jouent toujours un rôle important, fournissant plus de 50 gigawatts de capacité flexible qui augmente lorsque le soleil se couche ou lors des pics de demande. Côté hydrogène, le modèle installe de grands électrolyseurs — environ 10,4 gigawatts — pour convertir l’électricité excédentaire en hydrogène, et un très grand stockage souterrain d’hydrogène, équivalent à environ 1,3 térawatt‑heure d’énergie. Cette configuration permet au système d’utiliser chaque unité d’électricité produite, soit directement soit indirectement via l’hydrogène, sans perte d’énergie significative. Selon les hypothèses de coût actuelles, il n’est toutefois pas rentable de déployer des batteries supplémentaires ou des piles à combustible à l’échelle nationale.

Coûts, carbone et ce qui influence vraiment le résultat

Avec cette configuration, le modèle estime que l’électricité pourrait être fournie à un coût moyen d’environ 6,5 cents par kilowattheure et l’hydrogène à environ 2,56 $ par kilogramme — des chiffres compétitifs dans la course mondiale à l’hydrogène vert. Pourtant, le système émet toujours environ 124 millions de tonnes d’équivalent dioxyde de carbone par an, principalement dues aux centrales à gaz naturel. Une analyse de sensibilité montre que les politiques et les prix des carburants pèsent bien plus que le prix catalogue des panneaux solaires ou des électrolyseurs. Une taxe carbone de 100 $ la tonne augmenterait les coûts totaux du système de près de trois quarts, tandis qu’une variation de 50 % des prix du gaz modifie les coûts d’environ plus ou moins un quart. En revanche, diviser par deux le coût en capital du solaire ou des électrolyseurs change à peine le coût total du système, car le modèle utilise déjà autant que possible ces technologies dans les limites pratiques.

Ce que cela signifie pour les citoyens et les décideurs

Pour les lecteurs non spécialistes de la modélisation énergétique, le message est simple. Dans un pays riche en soleil et pauvre en eau comme les EAU, de grandes centrales solaires, une production nucléaire stable et des centrales à gaz flexibles constituent l’épine dorsale d’un système abordable. L’hydrogène joue un double rôle : il sert de stockage d’énergie à long terme pour lisser les variations de la production solaire, et il fournit un carburant plus propre pour les industries lourdes et les transports. L’étude suggère qu’aux prix actuels, de grandes installations d’hydrogène et le stockage souterrain surpassent les batteries pour l’équilibrage à grande échelle, tandis que des outils politiques comme la tarification du carbone et le risque lié au prix du gaz détermineront en fin de compte le degré de « vert » et le coût du système. Concrètement, accélérer le déploiement du solaire et du nucléaire, maintenir — mais assainir — les centrales à gaz et investir tôt dans les infrastructures hydrogène pourrait permettre aux EAU de réduire leurs émissions et de créer de nouvelles filières d’exportation sans sacrifier la fiabilité énergétique.

Citation: Zaiter, I., Sleptchenko, A., Mayyas, A. et al. A linear programming model for power system planning with hydrogen integration. Sci Rep 16, 7120 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-35701-4

Mots-clés: hydrogène vert, stockage d’énergie, énergie solaire, gaz naturel, transition énergétique ÉAU