Conversion d'électricité en gaz

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La conversion d'électricité en gaz (en anglais : power to gas, P2G ou PtG) consiste à assurer la conversion de l’électricité en gaz comme procédés de valorisation de l’électricité excédentaire permettant le stockage de la surproduction d'électricité lorsque celle-ci dépasse les capacités de flexibilité et de stockage du système électrique. Ce concept repose sur les technologies de l’électrolyse pour transformer l’électricité en dihydrogène et de la réaction de méthanation pour transformer l’électricité en méthane. Les gaz produits peuvent être valorisés sur place ou injectés 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.

L'électricité est transformée en dihydrogène par électrolyse de l'eau. Ce dihydrogène peut ensuite être converti en méthane par la réaction de Sabatier avec le dioxyde de carbone[1].

Ce procédé est mis en avant par plusieurs scénarios de transition énergétique, dont en France les scénarios « négaWat 2011 »[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.

L’intégration massive de sources d’énergie renouvelable fluctuante (éolien, photovoltaïque) dans les systèmes électriques impliquera des périodes de plus en plus importantes durant lesquelles la production dépassera la demande. Les quantités mises sur le réseau pourront dépasser les capacités classiques de flexibilité et de stockage du système électrique : la conversion en un autre vecteur énergétique apparaît dès lors comme une solution idoine pour valoriser ces excédents. À cette problématique, le Power-to-gas permet d’apporter une certaine flexibilité au système énergétique et de maximiser la part d’énergies renouvelables intégrées dans la consommation d’énergie française.

Ainsi, en plus de répondre à l’objectif d’augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique finale, le Power-to-gas permet de répondre à deux enjeux essentiels pour réussir la transition énergétique : l’épuisement progressif des sources d’énergies non renouvelables et la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

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

L'électricité peut être convertie en dihydrogène par électrolyse, et celui-ci converti ensuite 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 soit être utilisés en tant que tels, soit reconvertis en électricité.

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]

Les domaines d'utilisation de l'hydrogène et du méthane sont nombreux. Puisque le méthane constitue le composant majoritaire du gaz naturel, ce dernier peut être remplacé par le méthane issu du procédé power to gas, ce qui relie les marchés de l'électricité, de la chaleur et de la mobilité.

Cogénération[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 à méthane en Italie.

Le gaz renouvelable de synthèse peut être utilisé dans les voitures à 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].

Transport d’énergie[modifier | modifier le code]

De colossales puissances peuvent être déplacées. Les grandes canalisations de gaz peuvent transporter des puissances de 70 GW thermiques, les lignes à haute tension de 380 kV par contre ne peuvent déplacer que 3,5 GW électriques[10].

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[11].

Le démonstrateur GRHYD à Dunkerque[modifier | modifier le code]

Ce projet de démonstration GRHYD[9] propose de transformer en hydrogène l’électricité non consommée directement au moment de sa production en expérimentant l’injection d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel d’un nouveau quartier et l’injection d’hythane® (mélange d’hydrogène et de gaz naturel), dans une station de bus GNV de la Communauté Urbaine de Dunkerque. L’objectif de ce projet est d’évaluer et de 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.

Injecter de l’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel permet d’apporter une certaine flexibilité au système énergétique et de maximiser la part d’énergies renouvelables intégrées dans la consommation d’énergie.

Le projet GRHYD a été sélectionné dans le cadre de l’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 douze partenaires français, sous la coordination d’Engie (ex GDF Suez). Il s’agit de l’une des initiatives les plus importantes en France pour le développement de l’hydrogène et du Power-to-gas.

Pour évaluer la pertinence technique, économique et environnementale du Power-to-gas, deux démonstrateurs de cette nouvelle filière énergétique sont mis en œuvre :

  • 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.
  • Un démonstrateur sur l’Habitat : un nouveau quartier d’environ 200 logements sera alimenté par un mélange d’hydrogène et de gaz naturel, dans des proportions d’hydrogène variables et inférieures à 20% en volume, dans la Commune de Capelle la Grande sur la Communauté Urbaine de Dunkerque. La production s’appuiera sur les énergies renouvelables (électricité éolienne), injectées dans le réseau électrique. Les excédents serviront à produire de l’hydrogène qui sera stocké puis distribué selon les besoins.

Au total, ce démonstrateur démontre les synergies possibles entre les réseaux d’électricité et de gaz au service du développement des énergies renouvelables et des nouveaux usages.

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

Ce projet de démonstration JUPITER 1000[12] de Power-to-gas raccordé au réseau de transport de gaz français a été présenté au Bourget, dans le cadre de la COP21. Il vise à valoriser les surplus d’électricité renouvelable et à recycler le CO2.

Alors qu’une vingtaine de démonstrateurs fonctionnent déjà en Europe, notamment en Allemagne, le projet Jupiter 1000, d’une puissance de 1 MWe, dont la mise en service est prévue en 2018 et basé dans la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer (13), est la première installation à cette échelle de production en France. La production d’hydrogène vert 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.

Démonstrateur Power-to-Gas Jupiter 1000.png

Le montant du projet s’élève à 30 M€, dont près des deux tiers supportés par les partenaires industriels et un tiers financé sous forme de subventions par l’Union Européenne (FEDER), l’État (investissements d’avenir confiés à l’Ademe) et la Région Provence-Alpes-Côte d’Azur.

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/an 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 termes de 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. Le procédé de la méthanation est-il déjà employé dès aujourd’hui ? Si oui, quel est son rendement ?, associaton négaWatt
  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.
  9. a et b « Gestion des Réseaux par l’injection d’HYdrogène pour Décarboner les énergies »
  10. (de) [PDF] Mareike Jentsch, Tobias Trost, Lukas Emele, Michael Sterner, Power-to-Gas comme stockage de longue durée Energy 2.0
  11. (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.
  12. « Power to Gas : Jupiter 1000, premier démonstrateur en France pour valoriser les surplus d’électricité renouvelable et recycler le CO2 »

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Lien externe[modifier | modifier le code]