Et si l'hydrogène trouvait sa place dans le réseau de gaz naturel ? C'est une hypothèse concrète de travail pour l'Ademe qui considère que, dès 2030, le power-to-gas pourrait être un bon débouché pour l'électricité excédentaire. « Notre enjeu, c'est d'être prêts », souligne Marie-Laure Charlot, chef de mission chez GRDF. Ce travail préparatoire n'est pas sans rappeler celui qui a précédé l'autorisation faite au biométhane d'intégrer le réseau : l'opérateur se doit de concevoir un poste d'injection, de disposer d'un protocole pour vérifier la qualité du gaz… « Mais nous devons aussi relever d'autres défis en ajoutant un contrôle continu de la teneur en hydrogène et en vérifiant que tous les organes du réseau sont compatibles », estime-t-elle. Si les essais en laboratoire sont concluants, c'est le projet Grhyd lancé à Dunkerque début 2014 qui devrait permettre de valider que tout fonctionne en conditions réelles. L'hydrogène injecté dans le réseau prendra, entre autres, la direction de 200 logements où le nouveau mix sera testé dans les chauffe-eau et les tables de cuisson. L'hydrogène est moins dense, sa flamme est plus courte et plus chaude, la molécule est plus volatile… Ce qui ne doit pas perturber la combustion. Seule certitude, « le taux d'incorporation ne dépassera pas 20 %. Des études montrent qu'au-delà, les propriétés du mélange peuvent changer », explique Marie-Laure Charlot. De son côté, GRTgaz suit une autre piste. Avec son projet Jupiter 1000 lancé à Fos-sur-Mer début décembre, l'opérateur va installer un électrolyseur de 1 MW et le combiner à un procédé de méthanation pour transformer l'hydrogène en gaz de réseau. l