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Le Power-to-Gas, la solution pour stocker l’électricité ?

Posté le par La rédaction dans Innovations sectorielles

Le Power-to-Gas fait beaucoup parler de lui pour stocker l'excédent d'énergies renouvelables variables (solaire et éolien) sous forme d'hydrogène ou de méthane. Il existe une cinquantaine de projets dans le monde, dont près de la moitié en Allemagne. Deux projets sont actuellement en cours en France : GRHYD à Dunkerque et Jupiter 1000 à Fos-sur-mer.

Le Power-to-Gas permet de stocker l’électricité produite par les énergies renouvelables sous forme d’hydrogène par électrolyse de l’eau. Cette technologie permet ainsi de compenser les aléas naturels des sources d’électricité éoliennes et photovoltaïques en stockant sous forme de gaz leur production, lorsque celle-ci dépasse la demande des réseaux auxquelles elles sont connectées. Le Power-to-Gas apparait donc essentiel dans les scénarios ambitieux de développement des énergies renouvelables, notamment à partir de 2030. Il constitue la seule solution pour relier le réseau d’électricité et de gaz.

Plusieurs formes de Power-to-Gas sont possibles !

L’hydrogène produit par Power-to-Gas peut être utilisé pour différentes applications. Il peut soit être injecté directement tel quel dans le réseau de gaz, jusqu’à près de 20%, soit être combiné à du gaz naturel pour former le carburant Hythane© (mélange de 80 % de méthane et 20 % d’hydrogène). Ces deux formes de valorisation sont étudiées dans le cadre du projet GRHYD à Dunkerque, pour alimenter 100 logements grâce au Power-to-Gas et faire rouler plusieurs dizaines de bus à partir de 2017 .

L’hydrogène peut aussi être utilisé pour alimenter des véhicules à pile à combustible hydrogène ou être consommé à des fins industrielles. Il peut aussi être reconverti en électricité via une pile à combustible à un moment de plus forte demande. Cette option a été étudiée dans le cas du projet MYRTE en Corse. L’intérêt était d’illustrer la possibilité d’écrêtement des pics de demande d’électricité par l’utilisation d’hydrogène produit à partir d’énergie solaire, en le reconvertissant ensuite en électricité selon les besoins.

Mais il est également possible de combiner l’hydrogène à du CO2 issu de fumées industrielles pour la production de gaz naturel de synthèse. Ce dernier peut alors être injecté dans le réseau de distribution de gaz de façon simple et sans limite. Cette option sera étudiée dans le cadre du projet Jupiter 1000, le premier démonstrateur de méthanation en France à Fos-sur-Mer. Lancé fin mars pour un coût de 30 millions d’euros, l’unité de 1 mégawatt de Jupiter 1000 devrait être mise en service en 2018.  Ce démonstrateur permettra d’étudier la validité technico-économique du procédé ; l’objectif étant de faire émerger une nouvelle filière de production de gaz renouvelable à l’horizon 2030.

Comment rendre le Power-to-Gas compétitif ?

Le coût de production de la filière hydrogène par Power-to-Gas est actuellement trois fois plus élevé que le prix de gros du gaz naturel, se situant aux alentours de 100 €/MWh, ce qui freine le développement de la technologie. Ce coût est néanmoins comparable à celui du biométhane obtenu par méthanisation (qui évolue dans une fourchette comprise ente 45 €/MWh et 125 €/MWh, selon la taille de l’installation et les produits méthanisés).

Le principal frein au développement du méthane de synthèse demeure son prix. Selon une prospective de l’ADEME et des gestionnaires de réseaux français GrDF et GRTgaz, parue en septembre 2014, « En 2030, la filière hydrogène resterait environ 2 fois plus chère que les prix de gros du gaz naturel fossile selon les évolutions estimées par l’AIE (34 €/MWhPCS), et le méthane entre 2,8 et 4 fois en fonction de la technologie et de la valorisation ou non des co-produits. En 2050, les coûts de production de la filière hydrogène seraient environ 1,7 fois plus élevés que le prix de gros du gaz naturel fossile (avec toutes les incertitudes associées à cet horizon…), mais pourrait être compétitive si l’on intègre une taxe carbone de 90 €/tCO2, hypothèse retenue dans le scénario AIE 450. La filière méthane de synthèse se situerait quant à elle dans une fourchette de coût entre 2 et 3,5 fois plus élevé que le prix du gaz naturel fossile. Dans ces conditions une taxe carbone de 220 €/tCO2 serait nécessaire pour compenser l’écart du coût de production avec valorisation de co-produits, et 330 €/tCO2 sans cette valorisation. »

Ce manque de rentabilité ne décourage pourtant pas les professionnels. En parallèle des démonstrateurs pour tester les procédés et les débouchés, les industriels réfléchissent  à des modèles économiques innovants pour améliorer la compétitivité du Power-to-gas. Ils pourraient mettre en place des certificats verts pour vendre plus cher le gaz renouvelable aux consommateurs (comme c’est le cas en Allemagne). Ils cherchent également à obtenir l’exonération des taxes liée à la consommation énergétique et préconisent l’instauration d’un mécanisme pour facturer au réseau électrique le service rendu en absorbant ses surplus sur le réseau gazier.

A l’horizon 2030, l’Ademe évalue le potentiel d’électricité valorisable en France en ayant recours au Power-to-Gas à environ 2,5 à 3 TWh par an pour produire entre 1,8 et 2 TWh de gaz de synthèse. En 2050, il serait possible de valoriser entre 21 et 72 TWh d’électricité pour produire de 14 à 46 TWh de gaz de synthèse. La filière hydrogène représenterait entre 5 et 10% de la capacité installée, le reste étant réalisée par la filière méthanation pour s’affranchir des limites d’injection dans le réseau de gaz.

Par Matthieu Combe, journaliste scientifique

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Posté le par La rédaction

Les derniers commentaires

  • Le power to gas suivi du gas to power préconisé par l’Adème a un rendement au mieux de 15 % et non de 33 %.
    En effet, il faut produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau et le comprimer sous 700 bars. Pertes d’énergie dans la compression adiabatique. L’Adème ne dit pas ce que l’on fait de l’oxygène produit parallèlement dans cette opération.
    Il faut produire du CO2 très pur par les procédés classiques actuel gourmands en énergie. (Celui de la méthanisation ne peut pas convenir). Il faut comprimer sous 700 bars donc pertes de compression et pertes adiabatiques de réchauffement.
    Ensuite sous une pression plus faible ‘d’où pertes adiabatiques pour maintenir une température hors givrage, et une température déterminées, il faut faire interagir cet hydrogène et ce CO2 dans un réacteur catalytique de Sabatier. Il n’en existe aucun démonstrateur de taille industrielle dans le monde. En outre la réaction est exothermique. Cette réaction de Sabatier produit du CH4 et de l’eau. Il faut stocker ce CH4 à la pression du réseau Haute Pression de gaz soit 70 bars.
    Enfin, il faut refaire de l’électricité via un cycle combiné au gaz dont le rendement en suivi de charge est de l’ordre de 50 %. En outre, lors de la détente adiabatique du CH4, il faut le réchauffer afin qu’il ne givre pas dans les tuyauteries d’amenée vers le CCG.
    Les chiffres de rendement donnés par l’ADEME sont complètement faux par un optimisme indispensable pour montrer que l’électricité en 2050 peut être à 100 % renouvelable.


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