Conversion d'électricité en gaz

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La conversion d'électricité en gaz (en anglais : power to gas, P2G ou PtG) est un procédé de stockage et valorisation de l’électricité excédentaire (quand la production dépasse les capacités de flexibilité du système électrique). Il repose sur l'électrolyse d'eau par de l'électricité pour produire du dihydrogène, et sur la réaction de méthanation pour produire du méthane (parfois dit Hithane) via la réaction de Sabatier avec le dioxyde de carbone[1].
Le gaz produit est utilisé sur place ou injecté dans les réseaux existants (de distribution ou de transport de gaz naturel) permettant ainsi leur stockage, leur transport et leur valorisation par mélange avec le gaz naturel.

Ce procédé est promu par plusieurs scénarios de transition énergétique, dont en France les scénarios « négaWatt 2017 »[2], « Le stockage de l’énergie électrique : une dimension incontournable de la transition énergétique, avis du Conseil économique, social et environnemental de juin 2015[3], « Vision 2030-2050 » de l’ADEME[4] et « GrDF 2050 »[5]. Il répond au besoin d’absorber les surplus de production d’électricité dans des hypothèses de mise en œuvre massive des énergies renouvelables à l'horizon 2030[6], ce qui est le cas de la France, qui s’est fixé l’objectif ambitieux de porter la part des énergies renouvelables à 32 % de la consommation finale brute en énergie avec la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte[7]. En outre, l’Allemagne et le Danemark, deux États fortement impliqués dans la transition énergétique, se sont aussi engagés dans le développement de la filière.

Les énergies renouvelables fluctuantes (éolien, photovoltaïque) produisent une part croissante de l'électricité. Ceci implique des périodes de plus en plus importantes durant lesquelles la production dépassera localement la demande en dépassant éventuellement les capacités classiques de flexibilité et de stockage actuelle du système électrique : la conversion en un autre vecteur énergétique est l'une des solution à ce problème : le Power-to-gas apporte une certaine flexibilité au système énergétique et permettra d'augmenter la part d’énergies renouvelables dans la consommation énergétique finale.

Le Power-to-gas permet ainsi de répondre à deux enjeux essentiels pour réussir la transition énergétique : sortir des énergies non-renouvelables (qui s'épuisent et polluent) et réduire les émissions de gaz à effet de serre. En outre, le réseau de gaz existe déjà: aucune infrastructure nouvelle n'est à construire.

Production de gaz de synthèse renouvelable[modifier | modifier le code]

L'électricité peut être convertie en dihydrogène par électrolyse. Celui-ci est ensuite converti en méthane par la réaction dite de méthanation, découverte au début du XXe siècle par Paul Sabatier qui consiste à associer du CO2 à de l’hydrogène pour former du méthane de synthèse (voir la réaction de Sabatier). Ces gaz peuvent être utilisés comme carburant et/ou reconvertis en électricité (cogénération).

Rendement de conversion de l'électricité selon les filières[8].
Transformation Rendement (%) Remarque
Courant électrique → Gaz
Hydrogène 54–72 comprimé à 200 bar
Méthane (SNG[Note 1]) 49–64
Hydrogène 57–73 comprimé à 80 bar
(réseau de gaz)
Méthane (SNG) 50–64
Hydrogène 64–77 sans compression
Méthane (SNG) 51–65
Courant électrique → Gaz → Courant électrique
Hydrogène 34–44 comprimé à 80 bar
transformé à 60 % en courant
Méthane (SNG) 30–38
Courant électrique → Gaz → Courant électrique et Chaleur (cogénération)
Hydrogène 48–62 comprimé à 80 bar et
Courant électrique/Chaleur à hauteur de 40/45 %
Méthane (SNG) 43–54

Utilisation du gaz de synthèse[modifier | modifier le code]

Le méthane étant le composant majoritaire du gaz naturel, ce dernier peut être remplacé par le méthane issu du procédé power to gas partout, dans les marchés de l'électricité, de la chaleur, des moteurs et de la mobilité.

Cogénération, trigénération[modifier | modifier le code]

Si le gaz de synthèse renouvelable (hydrogène ou méthane) est transformé en courant électrique dans le cadre de la cogénération, des rendements de 43 % à 62 % sont possibles[8].

Mobilité[modifier | modifier le code]

Pompe délivrant du méthane (Italie).

Le gaz renouvelable de synthèse peut être utilisé dans des moteurs et/ou des véhicules fonctionnant au gaz, par exemple, ou, sous forme de méthane, il peut être injecté dans les réseaux de gaz naturel pour alimenter les usages traditionnels du gaz : cuisson, chauffage, eau chaude sanitaire[9].

Installations de Power to gas[modifier | modifier le code]

Exemple d'Audi[modifier | modifier le code]

Audi a fait construire une installation de 6 MW électrique à Werlte, en Basse-Saxe, pour transformer le surplus d’électricité renouvelable en gaz de synthèse renouvelable, par méthanation. Le CO2 est lui-même renouvelable, puisqu’il provient de l’épuration du biogaz produit par méthanisation dans une installation voisine[10].

Le démonstrateur GRHYD dans la communauté urbaine de Dunkerque[modifier | modifier le code]

Ce projet de démonstration GRHYD[9] doit tester la transformation en hydrogène d’électricité non consommée au moment de sa production, avec injection d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel d'un nouveau quartier et production d'hythane® ; mélange d’hydrogène et de gaz naturel) pour les bus GNV de la Communauté Urbaine de Dunkerque. Le projet doit évaluer et valider la faisabilité technique et la pertinence économique, sociale et environnementale d’une nouvelle filière énergétique composée d’un mélange d’hydrogène et de gaz naturel, ainsi que les synergies possibles entre les réseaux (d’électricité et de gaz), au service du développement des énergies renouvelables et d'éventuels nouveaux usages.

L'injection dans le réseau de gaz apporte de la flexibilité au système énergétique. Il facilitera l'intégration des énergies renouvelables intermittentes dans le mix énergétique. Le potentiel du Power-to-Gas est estimé par l'Ademe à 30 TWh par an, pour la France métropolitaine à horizon 203[11].

Le projet GRHYD a été sélectionné dans le cadre de l’AMI (Appel à manifestation d'intérêt « Programme démonstrateurs et plates-formes technologiques en énergies renouvelables et décarbonées et chimie verte : partie Hydrogène et piles à combustible » lancé par l’Ademe. Il réunit une douzaine partenaires français, cooordonnés par Engie (ex-GDF Suez), dont le CEA, le Centre technique des industries aérauliques et thermiques (Cetiat), l’Ineris, Areva H2Gen (qui produit les électrolyseurs), McPhy (spécialiste des équipements utilisant l'hydrogène), Engie Inéo (pour la connectivité), GNVert (filiale d'Engie commercialisant du gaz naturel véhicule), GRDF, la communauté urbaine de Dunkerque et la STDE (Société des transports de Dunkerque et extensions)[11].

C'est l’une des initiatives les plus importantes de France en matière d’hydrogène et de Power-to-gas. Lancé en 2014, il s’inscrit dans le cadre de la stratégie de la "Troisième révolution industrielle" (TRI) de la région Nord-Pas-de-Calais (reprise par la région Hauts-de-France, avec le soutien de l'Ademe) pour notamment contribuer à réduire les émissions de gaz à effet de serre (objectifs - 20% pour la France à l'horizon 2020).

Il est labellisé par le pôle de compétitivité Tenerrdis (spécialisé dans la transition énergétique) et coordonné par Engie (avec son centre de recherches Engie Lab Crigen). Et en 2018 il contribue aussi au le Plan hydrogène lancé le 1er juin 2018 par Nicolas Hulot[11]. L’investissement est de 15 millions d'euros (soit le prix d’un très grand rond-point), GRHYD a nécessité 6 années d'études et de demandes d'autorisations[11].

Deux démonstrateurs sont mis en œuvre :

  1. Un démonstrateur sur les transports : le projet de carburant Hythane à échelle industrielle. Une station de bus Gaz naturel pour véhicules (GNV) sera adaptée au mélange hydrogène-gaz naturel, à hauteur de 6 % d’hydrogène et ensuite jusqu’à 20 %. Au total, une flotte d’une cinquantaine de bus fonctionnera avec ce mélange hydrogène-gaz naturel.
  2. Un démonstrateur sur l'Habitat : une chaufferie dans un nouveau quartier d’environ 200 logements sera alimenté par un mélange d’hydrogène et de gaz naturel, dans des proportions d’hydrogène variables ne dépassant pas 20 % en volume, à Cappelle-la-Grande. La production s’appuiera dans ce cas sur les énergies renouvelables (électricité éolienne), injectées dans le réseau électrique.
    Les excédents serviront à produire de l'hydrogène, stocké et distribué selon les besoins[11].

Un ensemble de 3 containers (inaugurés en juin 2011) traitent respectivement l’étape d’électrolyse, du stockage et de l'injection dans le réseau. Ici l'hydrogène alimentera la chaufferie d’un centre de soins durant 2 ans[11].

La plateforme MINERVE à Nantes[modifier | modifier le code]

Le démonstrateur MINERVE de l’AFUL Chantrerie (Association Fédératrice des Utilités Locales) vise à promouvoir le développement de solutions énergétiques d'avenir auprès d'élus, d'entreprises et plus généralement de la société civile. Il a également pour objectif d'expérimenter d'autres réacteurs, catalyseurs... Le méthane de synthèse produit (0,6 Nm3/h) est valorisé comme carburant GNV et comme combustible dans les chaudières de la chaufferie de l’AFUL Chantrerie. L'installation a été conçue et réalisée par la PME française Top Industrie, avec l'appui de Leaf. Elle a été réceptionnée en novembre 2017 dans les performances attendues : 93,3% de CH4. Ce projet a été soutenu par l’Ademe et le FEDER-région Pays de la Loire, ainsi que par plusieurs autres partenaires : Conseil départemental de Loire-Atlantique, Engie-Cofely, GRDF, GRTGaz, Nantes-Métropole, le Sydela et le Sydev[réf. nécessaire][12].

Le démonstrateur Jupiter 1000 à Fos-sur-Mer[modifier | modifier le code]

Le projet de démonstration JUPITER 1000[13] qui sera raccordé au réseau de transport de gaz français vise à valoriser des surplus d’électricité renouvelable et à recycler du CO2.

Alors qu’une vingtaine de démonstrateurs fonctionnent déjà en Europe, notamment en Allemagne, Jupiter 1000, d’une puissance de 1 MWe, dont la mise en service est prévue en 2018 dans la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer, est la première installation à cette échelle de production en France. La production d’hydrogène sera assurée par deux électrolyseurs de technologies différentes à partir d’énergie 100 % renouvelable. Le démonstrateur fera appel à une technologie de méthanation innovante. Le CO2 nécessaire sera capté sur un site industriel voisin.

Coordonné par GRTgaz et réalisé en collaboration avec le Grand port maritime de Marseille, Jupiter 1000 mobilise différents partenaires français aux compétences complémentaires : McPhy Energy pour l’électrolyse, Atmostat pour le méthaneur, Leroux et Lotz Technologies pour le captage de CO2, le CEA pour la R&D, la Compagnie nationale du Rhône (CNR) fournissant l’électricité renouvelable et assurant la conduite à distance de l’installation, et GRTgaz et TIGF gérant l’injection dans les réseaux de gaz. GRTgaz assure par ailleurs l’ingénierie et l’intégration d’ensemble, puis à terme l’exploitation du site.

Démonstrateur Power-to-Gas Jupiter 1000.png

Le coût du projet s’élève à 30 M€, dont près des deux tiers supportés par les partenaires industriels et un tiers financé par le Fonds européen de développement économique et régional (FRDER) et des subventions de l’État (investissements d’avenir confiés à l’Ademe) et de la Région Provence-Alpes-Côte d'Azur.

La plateforme MYRTE en Corse[modifier | modifier le code]

La plateforme MYRTE est un projet de conversion d'électricité en gaz visant à augmenter l'autonomie énergétique des régions. En effet, le réseau électrique corse est un réseaux insulaires : de petite dimension, sensible aux variations de production, limité en capacité de nouveaux moyens de production, avec une forte augmentation de la demande en électricité. La plateforme MYRTE permet ainsi un couplage entre un champ photovoltaïque et un moyen de stockage à l'hydrogène[14]. Le rendement global de l'installation est de l'ordre de 40 % [15], il est prévu de réutiliser la chaleur dégagée par l'électrolyseur et la pile à combustible pour atteindre les 70 %.

Chiffres clés et perspectives[modifier | modifier le code]

Chiffres clés[modifier | modifier le code]

Le potentiel de développement du Power-to-gas représente une solution d’avenir pour stocker l’électricité intermittente d’origine renouvelable :

• Technologie pleinement opérationnelle en France à l’horizon 2030, sans qu’il n’y ait de rupture technologique, ni de besoin de développer de nouvelles infrastructures de transport électricité (investissements évités) grâce au stockage dans les réseaux denses et sûrs de gaz naturel, ce qui permet également de renforcer la sécurité d’approvisionnement en gaz ;

• Le Power-to-gas, c’est :

  • Une capacité de stockage de l’électricité renouvelable pouvant atteindre 2 TWhPCS sous forme de biométhane de synthèse en 2030 ;
  • Une capacité de stockage de l’électricité renouvelable comprise entre 14 et 46 TWhPCS sous forme de biométhane de synthèse en 2050 ;
  • En 2050, les besoins de CO2 pour la méthanation pourraient être entièrement satisfaits par des sources de CO2 renouvelables (méthanisation et gazéification de biomasse) ;
  • En 2050, les installations de PtG pourraient également permettre de co-produire entre 5 et 18 TWh de chaleur et entre 3 400 et 11 700 kt d’oxygène.

Avec un taux de pénétration des énergies renouvelables électriques supérieur à 50 % en 2050, le Power-to-gas permettrait de produire entre 20 et 30 TWh/a de gaz renouvelable injectable dans les réseaux existants, s’imposant comme une solution de stockage des excédents de longue durée.

Perspectives[modifier | modifier le code]

À court/moyen terme : l’hydrogène se présente, en incorporation dans le réseau de gaz dans des proportions maîtrisées et en usage direct sur des marchés de niche (via des piles à combustible notamment), comme une voie de valorisation d’excédents de production d’électricité renouvelable conséquents.

Dans le cas où le projet GRHYD démontrerait de grandes difficultés pour les réseaux existants à acheminer de l’hydrogène pur en mélange avec le gaz naturel, une transition vers la production de méthane de synthèse permettrait de lever toutes les limites techniques liées à l’injection et de donner ainsi accès aux stockages souterrains de très grande capacité. La méthanation peut également apporter une contribution significative au déploiement massif du gaz renouvelable vers des usages tels que la mobilité ou la chaleur qui apparaissent difficiles à décarboner.

En parallèle de ces développements dans le domaine énergétique, et dès à présent, des potentialités de substitution existent dans les usages industriels de l’hydrogène qui représentent environ 1 million de tonnes par an. En particulier, des usages diffus, de faibles volumes pourraient d’ores et déjà être alimentés par de l’hydrogène produit par électrolyse.

Ces potentiels de substitution représentent un enjeu technique et économique pour le Power-to-gas, mais également des enjeux en ce qui concerne la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. SNG signifie synthetic natural gas.

Références[modifier | modifier le code]

  1. (en) Ludger Eltrop, Glances at Renewable and Sustainable Energy - Principles, approaches and methodologies for an ambiguous benchmark, p. 30, Springer, 2013, 112 p. (ISBN 978-1-4471-5136-4), lire en ligne
  2. Comparer diagramme 2015 simplifié et diagramme 2050 simplifié sur negawatt.org Le scénario prédit la production de 94,5 TWh/a de gaz de synthèse, au prix d'une perte de 99,8 TWh/a d'électricité, ce enFrance pour 2050. Le rendement du procédé PowerToGas serait bien d'environ 50% dans ces conditions.
  3. « Le stockage de l’énergie électrique : une dimension incontournable de la transition énergétique »
  4. Contribution de l'ADEME à l'élaboration de visions énergétiques 2030-2050
  5. Scénario Facteur 4 GrDF
  6. Étude portant sur l’hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l’électricité excédentaire, ADEME, GRTgaz, GrDF, septembre 2014
  7. « Loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte »
  8. a et b (de) Michael Sterner, Mareike Jentsch et Uwe Holzhammer, « Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines Windgas-Angebotes » [PDF], Fraunhofer IWES, , rapport de l'Institut Fraunhofer, qui est spécialisé dans l'énergie éolienne et la technologie des systèmes énergétiques (IWES), Kassel, février 2011. Voir tableau en page 18.
  9. a et b « Gestion des Réseaux par l’injection d’HYdrogène pour Décarboner les énergies »
  10. (de) Inauguration de la première installation Power to Gas de 6 MW au monde, ETOGAS livre la plus grande installation de méthanation au monde à Audi AG, information à la presse Werlte/Stuttgart, 25 juin 2013, [PDF], 2 p.
  11. a, b, c, d, e et f BataiActu (2018) Hydrogène : Dunkerque accueille le premier démonstrateur Power-to-Gas, publié le 12/06/2018
  12. « Un démonstrateur «power-to-gas» en service à Nantes », sur Le Moniteur, (consulté le 10 avril 2018)
  13. « Power to Gas : Jupiter 1000, premier démonstrateur en France pour valoriser les surplus d’électricité renouvelable et recycler le CO2 »
  14. http://myrte.univ-corse.fr/
  15. http://www.lepoint.fr/societe/projet-myrte-l-energie-solaire-a-la-demande-13-01-2012-1418700_23.php

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]