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Énergie

[Tribune] Le Power To Gas : une utopie ou une solution de stockage d’avenir ?

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[Tribune] Le Power To Gas : une utopie ou une solution de stockage d’avenir ?
Par Jasser Jebabli, consultant "Energies & Utilities" chez mc²i Groupe, le 5 mars 2018
Cette semaine, Jasser Jebabli, consultant "Energies & Utilities" pour le cabinet de conseil mc²i Groupe, revient sur les bénéfices du Power To Gas : il en explique le fonctionnement, les avantages, et fait un point sur l’avancée des projets français.

Afin d’assurer la sécurité du système électrique, les gestionnaires de réseau interviennent à chaque instant pour maintenir l’équilibre physique entre la production et la consommation d’électricité. L’intégration massive des énergies renouvelables au réseau rend cette tâche de plus en plus difficile du fait de leur caractère intermittent.

La capacité de stocker en quantité et de manière durable de l’énergie a été identifié comme un prérequis fondamental par la loi relative à la transition énergétique pour faciliter la mise à disposition et l’assimilation au mix énergétique des énergies renouvelables. Plusieurs solutions sont à l’étude aujourd’hui, dont le « Power To Gas ».

Qu’est-ce que le Power To Gas ?

Dépendante de facteurs incontrôlables, la production des énergies renouvelables est considérée comme fatale et pourrait être en inadéquation avec les besoins de consommation à un moment donné. Le principe du Power to Gas est de transformer l’électricité renouvelable en gaz lorsqu’il y a un surplus de production. Ainsi une quantité d’énergie qui aurait été perdue serait alors valorisée.

En effet, l’électricité excédentaire permet de réaliser une électrolyse de l’eau qui décompose les molécules d’eau en hydrogène. L’hydrogène produit est ensuite enrichi de CO2 pour obtenir du méthane de synthèse grâce à une réaction de méthanisation. Ceci a pour effet de valoriser le CO2 éjecté. Le gaz produit peut être soit du méthane, soit de l’hydrogène qui peut être directement injecté dans le réseau gazier.

Le Power To Gas profite ainsi de la capacité de stockage du gaz, qui est 300 fois plus importante (1) que celle d’électricité en France. Cette solution est actuellement considérée comme la plus adaptée au stockage de longue durée.

Méthane ou Hydrogène ?

Deux choix sont possibles avec l’hydrogène collecté par électrolyse : l’injecter directement dans le réseau du gaz ou le transformer en méthane de synthèse. Plusieurs études ont étudié la question. L’hydrogène, qui possède un vecteur énergétique répondant aux besoins environnementaux, représente une filière d’expertise en France grâce aux nombreux acteurs économiques dans le secteur. Cependant, l’hydrogène possède certains inconvénients. Notamment le fait que, la quantité d’hydrogène injectée dans le réseau gazier est limitée à 2% pour des raisons de sécurité et d’intégrité du réseau gazier.

Le méthane de synthèse, quant à lui, est complétement miscible avec le Gaz Naturel, il est donc plus facilement utilisable. Cependant il reste un gaz moins compétitif car il est plus cher. Dans ces conditions, les acteurs énergétiques français semblent privilégier la conversion de l’électricité en hydrogène qui présente un rendement plus élevé par rapport au méthane (70% contre 50%, respectivement). Le taux d’injection d’Hydrogène dans le réseau est susceptible d’atteindre les 20% dans les années qui viennent.

Enfin, l’hydrogène peut être facilement stocké grâce à des solutions déjà commercialisées par plusieurs entreprises françaises comme Air Liquide pour des utilisations industrielles par la suite (Pétrochimie, Métallurgie, etc. ).

Où en est-on aujourd’hui ?

Depuis quelques années, plusieurs pays européens essaient d’étudier la faisabilité technico-économique du Power To Gas à travers des démonstrateurs, des études ou des projets de R&D. L’Allemagne, leader européen de la filière, a commencé l’exploitation d’une infrastructure Power To Gas qui permet de transformer l’énergie d’un champ éolien voisin en hydrogène et de l’injecter dans le réseau gazier.

La France cherche à rattraper son retard à travers quelques démonstrateurs : GRYHD à Dunkerque, Jupiter 1000 à Fos-sur-Mer et Myrte en Corse. Concernant Jupiter 1000, le système sera alimenté avec le surplus d’énergie renouvelable produite par la Compagnie Nationale du Rhône. GRT Gaz souhaite évaluer la faisabilité technique ainsi que la rentabilité économique de l’installation. Le projet devrait commencer au début de l’année 2018.

Le Power To Gas à la recherche d’un Business Model

L’enjeu majeur des différentes expérimentations est de trouver un modèle économique viable. Pour cela, il sera nécessaire que les Etats créent un écosystème favorable au développement de la filière. . A titre d’exemple, une émergence de la filière Power To Gas en France nécessite une adaptation de la réglementation actuelle, notamment en ce qui concerne la production et le stockage d’hydrogène. De plus, une coopération entre les acteurs électriques et gaziers est indispensable afin de réussir le défi. Le rapprochement entre électriciens et gaziers doit s’accompagner aussi d’une mutualisation de leurs systèmes d’informations afin d’assurer une meilleure coordination entre les différentes parties prenantes.

La plateforme Open Data Réseaux Energies, fruit de la coopération entre RTE et GRT Gaz, en est un parfait exemple. La valorisation des données de cette plateforme permettra d’élaborer les stratégies énergétiques pour les collectivités territoriales et favorisera l’innovation. Avec le démarrage du projet Jupiter 1000 au début de l’année, 2018 serait-elle l’année du Power To Gas français ?

(1) Source, GRDF
Jasser Jebabli / mc²i Groupe
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