Le Power-to-Gas à la croisée des réseaux électriques et gaziers

Coordonné par GRTgaz en association avec huit partenaires industriels, le démonstrateur de Power-to-Gas Jupiter 1000, situé sur le port de Marseille – Fos, permettra de stocker de l’électricité sous forme de gaz afin d’être injecté sur le réseau de transport de gaz naturel. Cette technologie, qui voit ses premiers projets se mettre en œuvre en France, nourrit beaucoup d’attentes pour sa capacité à stocker de grands volumes d’électricité en minimisant les pertes. En complément du stockage, le Power-to-Gas peut aussi permettre de valoriser le CO2 issu des installations industrielles situées à proximité via la méthanation et trouve également des applications potentielles dans d’autres secteurs comme la mobilité ou la gestion « intelligente » des réseaux énergétiques.

 

I.   Le fonctionnement du Power-to-Gas et son intégration dans les réseaux énergétiques

 

Le Power-to-Gas (parfois présenté sous l’acronyme P2G) consiste en premier lieu à transformer de l’électricité en hydrogène (H2) par électrolyse de l’eau afin de stocker cette électricité lorsque sa production est excédentaire par rapport à la demande sur le réseau. Lors de l’électrolyse, l’électricité est utilisée pour « casser » des molécules d’eau (H2O) en hydrogène (H2) et en oxygène (O). Ce mode de production de l’hydrogène est moins répandu que le vaporeformage[i] de combustibles fossiles en raison de son coût plus élevé mais présente l’intérêt d’avoir recours à de l’électricité « fatale » (inutilisable faute de demande), issue de sources renouvelables, et de ne pas produire de CO2.

Le Power-to-Gas permet ainsi de compenser l’intermittence des sources d’électricité renouvelables notamment éoliennes et photovoltaïques en créant une source de stockage pour le surplus d’électricité généré.

Le Power-to-Gas se présente comme une technologie à la croisée des réseaux électriques et gaziers :

– La conversion d’électricité en hydrogène à l’état gazeux offre la possibilité de reconvertir ce gaz en électricité pour injection sur le(s) réseau(x) de transport et/ou distribution d’électricité lorsque la production électrique n’est plus suffisante pour répondre à la demande des consommateurs (Gas-to-Power).

– L’hydrogène peut également être injecté dans le réseau de transport et/ou de distribution de gaz naturel, soit directement, en quantités restreintes, soit après méthanation. Le méthane de synthèse alors obtenu par la combinaison d’hydrogène et de dioxyde de carbone détient les mêmes propriétés que le gaz naturel et peut alors être injecté massivement sur le réseau, sans limite de quantités.

 

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Le potentiel offert par le Power-to-Gas permet donc aux gestionnaires de réseaux électriques de gagner en flexibilité pour assurer l’équilibrage entre offre et demande énergétique. Ce faisant, cette technologie créée des passerelles entre les réseaux électriques et gaziers et propose également des pistes pour le développement d’autres filières tels que l’alimentation des réseaux de chaleur ou la mobilité dite durable.

 

II.   Les applications du Power-to-Gas

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  • Soutenir les réseaux électriques

 

La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) publiée en octobre 2015 précise, pour chaque filière productrice d’électricité, des objectifs de développement en matière de puissance installée. Pour les énergies renouvelables intermittentes et non pilotables, les objectifs fixés à horizon 2023 sont ambitieux : les capacités éoliennes terrestres devront atteindre 15 GW (contre 12,14 GW installés en mars 2017) et les ressources solaires devront cumuler 10,2 GW (contre 6,85 GW en mars 2017). 

L’intermittence de ces énergies constitue un enjeu majeur pour les gestionnaires de réseaux qui doivent équilibrer les flux énergétiques pour que la production d’énergie réponde en permanence à la demande. Le Power-to-Gas est actuellement la technologie la plus aboutie pour stocker d’importants volumes d’électricité sur une période longue et ainsi éviter la perte de cette électricité « verte ».

 

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  • Décarboner les réseaux de gaz et produire du gaz localement

 

L’hydrogène issu de l’électrolyse peut être injecté directement dans les réseaux de transport et/ou de distribution de gaz naturel (dans la limite de 6% des volumes acheminés). Ce type de gaz « renouvelable » se mélange alors le gaz fossile dans l’alimentation des consommateurs finaux.

L’injection de l’hydrogène dans le réseau gazier peut également s’accompagner d’une phase de méthanation permettant de créer du méthane de synthèse en captant le dioxyde de carbone rejeté par exemple par un site de production de biométhane, ou par une installation industrielle. Ce procédé permet de créer un circuit fermé de valorisation du CO2 en l’associant à de l’hydrogène issu d’une électricité renouvelable.

La production locale d’hydrogène et de méthane de synthèse est également une réponse à la stratégie française de diversification de ses sources d’approvisionnement en gaz. La France important la quasi-totalité du gaz naturel consommé sur le territoire, sa sécurité énergétique reste liée aux événements extérieurs influençant les échanges internationaux. La production locale de gaz de synthèse et de biométhane peut être une réponse aux potentiels risques de rupture d’approvisionnement dans les importations. 

 

  • Alimenter la mobilité durable par une complémentarité avec le GNV et/ou la mobilité électrique à partir d’hydrogène (piles à combustible)

 

Premier poste de consommation de pétrole, le secteur des transports représente 55% de la demande mondiale avec une consommation moyenne augmentant de 4% par an depuis 1990. Les problématiques de coûts, d’impacts environnementaux et les enjeux sanitaires liés à cette dépendance alimentent le besoin en carburants alternatifs permettant d’engager le secteur des transports vers une « mobilité durable ».

Les notions de véhicules « propres » ou de véhicules « décarbonés » sont souvent employées pour qualifier les moyens de transports n’ayant pas recours aux énergies fossiles (ou seulement partiellement). Un véhicule à hydrogène n’émet ni CO2 ni oxyde d’azote lors de son utilisation.

Il existe actuellement deux technologies ayant recours à l’hydrogène pour la propulsion de véhicules :

– Le moteur à hydrogène : un moteur à combustion interne utilise l’hydrogène comme carburant. Le dihydrogène (H2) « explose » dans le dioxygène (O2), cette réaction aboutissant à la production d’eau (H2O) et à une libération d’énergie. C’est cette énergie qui est utilisée pour propulser le véhicule. A titre de comparaison, la combustion d’un kilogramme de dihydrogène libère trois fois plus d’énergie que celle d’un kilogramme d’essence.

 – La pile à combustible : la pile produit de l’électricité par oxydation de l’hydrogène (stocké dans un réservoir) sur une électrode couplée à la réduction de l’oxygène (prélevé dans l’air) sur une seconde électrode. Le courant ainsi généré sert à faire fonctionner un moteur électrique.

 

La mobilité hydrogène demeure néanmoins au stade expérimental en France. Quatorze stations d’avitaillement sont actuellement opérationnelles[ii] et quarante sont financées pour une mise en fonction en 2018[iii]. Le principal obstacle à l’industrialisation de cette technologie demeure son coût supérieur à celui des carburants traditionnels. Le coût moyen d’une station-service s’élève à environ 1 million d’euros pour une rentabilité atteinte à partir d’un taux d’usage compris entre 60 et 70% de la capacité de distribution. De même, les véhicules hydrogène à destination des particuliers coûtent en moyenne deux fois plus cher que les équivalents propulsés par carburant thermique[iv].

Le gaz naturel véhicule (GNV) en revanche s’appuie sur les flottes captives (transports collectifs urbains, bennes à ordures ménagères, flottes d’entreprises…) et sur les poids lourds pour s’implanter dans le paysage français de la mobilité durable. En août 2017, 60 stations d’avitaillement en gaz naturel compressé (GNC) étaient déployées en France. A horizon 2023, l’Association française pour le GNV (AFGNV) a fixé un objectif à 250 stations, permettant d’ancrer durablement le gaz naturel comme pilier d’une mobilité « verte ».

 Le Bio-GNV, biométhane utilisé comme carburant, renforce encore davantage l’intérêt écologique de du gaz dans les transports avec une réduction des émissions de dioxyde de carbone (puits à la roue) jusqu’à 80% par rapport au diesel[v].

 

        III.   Les projets français sur le Power-to-Gas

On compte une cinquantaine de projets à travers le monde, l’Allemagne étant la plus active dans le domaine, multipliant les initiatives sur le sujet. L’utilisation massive de l’hydrogène et les stations Power-to-Gas sont à l’heure actuelle majoritairement au stade de projets ou de démonstrateurs en France.

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Le déploiement de ces projets peut potentiellement constituer un relais de croissance pour les acteurs les accompagnant : initiateurs de projets, spécialistes du Power-to­-­­­­Gas, partenaires industriels généralement associés à des entités publiques (organismes de recherche, institutions, associations et plateformes, agences nationales). Selon leur rôle et positionnement sur les différents projets, ces acteurs bénéficient ou appuient certaines initiatives profitables à l’ensemble du paysage énergétique français :

– Le développement de nouveaux produits et/ou offres de services: le développement d’une mobilité GNV ou Bio GNV, la mise à disposition de garanties d’origine grâce au gaz renouvelables, un gaz GN-H2 distribué par le réseau de gaz naturel…

– L’affirmation de technologies innovantes : électrolyseurs, méthanation, outils de gestion du réseau (arbitrage), de pilotage de la production et de l’injection de l’hydrogène…

– L’exploitation du réseau gazier comme une solution d’acheminement de l’hydrogène via le mélange GN-H2.

 

        IV.   Une filière française de Power-to-Gas en devenir

 

En 2014, une étude conduite par GRTgaz, GRDF et l’ADEME, et l’association des cabinets HESPUL – Solagro – E&E concluait que la filière hydrogène, avec un coût de production aux environs de 100 €/MWh, se situerait à moyen terme dans la fourchette des tarifs d’achat du biométhane (entre 45 €/MWh à 125 €/MWh, selon la taille de l’installation et les produits méthanisés). Ce coût reste néanmoins environ 3 fois plus élevé que le prix du gaz naturel. Selon les estimations de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE), en 2030, la filière hydrogène resterait environ 2 fois plus chère que les prix de gros du gaz naturel fossile (le méthane serait entre 2,8 et 4 fois plus cher)[vi].

Ainsi, bien que le Power-to-Gas ne nécessite pas de réelle rupture technologique car tous les éléments de la filière sont d’ores et déjà disponibles, le développement de la filière passera nécessairement par l’industrialisation des procédés et la mise en place d’une législation adaptée, incitative et permettant de combler les enjeux liés à la rentabilité de ces installations.

Dans un contexte de transition énergétique et de réflexion sur le mix énergétique français, il existe un fort engouement de la part du monde politique, scientifique et économique sur les sujets connexes au Power-to-Gas (stockage, pilotage des réseaux, intégration des EnR…). On notera d’ailleurs la création en 2017 du Club Power-to-Gas au sein de l’ATEE. Ce club a pour objet de réunir les acteurs de la filière et de faciliter l’émergence de projets. Les travaux de ce Club devraient participer à la mise en place de moyens nécessaires pour soutenir le déploiement de la filière.

 


[i] Le vaporeformage ou reformage des combustibles fossiles à la vapeur d’eau est le procédé de référence pour la production d’hydrogène. Bien que cette méthode soit actuellement la plus économique, son prix de revient reste bien plus élevé que celui du gaz naturel et nécessite l’usage de source énergétique d’origine fossile émettrices de CO2 (gaz naturel, hydrocarbure liquide, charbon).

[ii] Symbio, Déploiement en France – 2017

[iii] Mobilité Hydrogène France – 2016

[iv] Hyundai

[v] AFGNV

[vi] ADEME, GRTgaz, GRDF – 2014