Face à l’essor des sources de production renouvelable et pour pallier leur intermittence stocker l’électricité en quantité est devenu indispensable. C’est là que le Power-to-Gas a un rôle stratégique à jouer.

Le Power-to-Gas : de nombreux démonstrateurs en Europe

En soutien aux autres technologies de stockage déjà existantes (batteries, STEP, super-condensateurs, etc.), le Power-to-Gas permet de convertir, en grandes quantités et sur de longues périodes, les surplus de production d’électricité d’origine renouvelable, solaire ou éolien, en un gaz (hydrogène ou méthane de synthèse) grâce à la technologie de l’électrolyse et de la méthanation.

Pour en savoir plus sur ce procédé, Energystream vous proposait deux articles: Power-to-Gas : Quand le gaz vient au secours du réseau électrique et Power-to-Gas : si on stockait les surplus d’énergie électrique.

Depuis plusieurs années, de nombreux acteurs (énergéticiens, PME, organismes de recherche…) se positionnent sur ce procédé pour en démontrer la faisabilité technique et économique à travers des démonstrateurs, des études ou des projets R&D.

Aujourd’hui, il existe plus de 70 projets recensés en Europe dont plusieurs démonstrateurs industriels représentés ci-dessous (à l’exception de l’Allemagne qui sera traitée plus bas) :

Figure 1: Démonstrateurs européens dont la puissance est supérieure à 500 kW

En France, les projets Power-to-Gas se multiplient autour d’objectifs variés : le projet MYRTE a pour ambition de répondre aux exigences que présentent un réseau électrique insulaire en couplant un champ photovoltaïque et une chaine d’hydrogène. D’autres projets sont d’avantage portés sur l’étude du procédé comme le projet DEMETER qui étudie une boucle de stockage/déstockage au moyen d’un électrolyseur à haute température. Enfin, le projet HYDROMEL évalue les risques pour le transport d’hydrogène mélangé au gaz naturel.

Cependant, seul un projet à l’échelle du MW est aujourd’hui déployé en France : il s’agit du projet Jupiter 1000. Situé à Fos-sur-Mer, dans le sud de la France, il a pour but d’injecter de l’hydrogène et du méthane de synthèse dans les réseaux de transport de gaz. Deux technologies d’électrolyse à basse température sont associées : une pile à combustible PEM (Proton Exchange Membrane) et une pile Alcaline afin de comparer leur performance et leur coût de maintenance respective. Ce projet fait intervenir une variété d’acteurs : des énergéticiens comme GRTgaz, RTE, la Compagnie Nationale du Rhône, des PME comme McPhy ou Leroux et Lotz ou encore des organismes de recherche comme le CEA. Lancé en 2014, il sera officiellement fonctionnel début 2019.

Figure 2: schéma du projet Jupiter 1000 illustrant les différents acteurs intervenant sur le projet

Un développement à plusieurs vitesses

Si la France est ainsi déjà bien engagée sur le sujet Power-to-Gas, elle reste en retard par rapport à d’autres pays comme l’Allemagne ou les Pays-Bas.

Aux Pays-Bas, les démonstrateurs se démarquent par leurs tailles : un démonstrateur, lancé en 2017, convertit le surplus d’électricité provenant des 5 000 panneaux solaires en hydrogène. Un deuxième projet, d’une puissance de 12 MW, est, quant à lui, le plus grand projet de Power-to-Gas au niveau mondial.

Quant à l’Allemagne, elle est le pays leader de la filière et regroupe sur son territoire 5 usines pilotes dépassant 500 kW :

Figure 3: Démonstrateurs allemands dont la puissance est supérieure à 500 kW

Comment expliquer ces disparités ?

Une technologie dépendante du taux de pénétration des Energies renouvelables

D’après une étude commune de l’ADEME, GRTgaz et GrDF [1] sur « l’hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l’électricité excédentaire », la technologie du Power-to-Gas nécessite préalablement un volume important d’électricité excédentaire et donc un taux de pénétration important des EnR dans le réseau électrique. Celle-ci ne pourrait donc pas être opérationnelle avant 2030 voire 2050 [2] en France, pays qui possède un taux de pénétration des EnR électriques de 18,4% (2017) contre 34% en Allemagne (2017). Qualifié de « Laboratoire de la croissance verte » par l’OCDE (Organisation de coopération et de développement économiques), ce pays a énormément investi entre 2000 et 2016 dans les énergies renouvelables afin d’enclencher une audacieuse transition énergétique (energiewende en allemand). Le bond est assez spectaculaire puisque l’Allemagne passe de 7 % à 30 % de l’électricité produite à partir des énergies renouvelables sur cette période.

Outre les progrès nécessaires à sa mise en place, notamment concernant l’amélioration du rendement de conversion en hydrogène qui est actuellement compris entre 60 et 70% [3], la promesse du Power-to-Gas est attractive. L’ADEME estime que « quand le taux de pénétration des énergies renouvelables électriques sera supérieur à 50% en 2050, ce procédé permettra de produire entre 20 et 30 TWh/an de gaz renouvelable injectable dans les réseaux existants » en France, ce qui représente environ la production de 5 réacteurs nucléaires à pleine puissance.

Des infrastructures facilitatrices de stockage du gaz

Le stockage de l’électricité par le Power-to-Gas nécessite aussi une infrastructure adéquate. Les Pays-Bas présentent un avantage particulier, ils disposent de milliers de mètres de cavités avec de grands réservoirs de gaz pouvant le stocker pendant la période de transition et se prémunir en cas de pénurie d’électricité. A contrario, les réseaux gaziers français, bien que récemment rénovés et ce pour 100 ans, ne sont pas adaptés à accueillir en grande quantité de l’hydrogène pour des raisons, notamment, d’étanchéité des canalisations. Aujourd’hui, les démonstrateurs et études positionnés sur le sujet démontrent un taux de pénétration maximale de l’hydrogène de 6%, ce qui impacte directement le développement de la filière.

Des freins fiscaux et des flous juridiques

Aujourd’hui, face à l’engouement des industriels et organismes de recherche et à la multiplication des projets, les politiques semblent prendre conscience de l’importance grandissante de cette solution. Ces réflexions autour du Power-to-Gas se traduisent notamment par les plans initiés par l’ancien ministère de la transition écologique et solidaire, Nicolas Hulot, avec le Plan Climat et le Plan Hydrogène ou encore par la création d’un club Power-to-Gas au sein de l’ATEE (Association Technique Energie Environnement) en novembre 2017. Malgré tout, le cadre réglementaire est encore en construction et la filière se repose actuellement sur les réglementations des filières connexes (hydrogène industriel, énergies renouvelables…). Pour espérer un développement de la filière, une législation plus appropriée et plus structurée est attendue : fixer des tarifs spécifiques d’accès au réseau électrique pour les dispositifs Power-to-Gas et des règles en matière d’injection d’hydrogène dans les réseaux, créer des statuts adaptés à l’hydrogène décarboné, soutenir les projets de démonstration notamment via des financements ou encore augmenter et harmoniser au niveau international le prix du CO2 évité.

 

Aujourd’hui, les principaux freins au Power-to-Gas sont à la fois un coût élevé de production de l’hydrogène, actuellement trois voire quatre fois plus élevé que le celui du gaz naturel (aux alentours de 100 €/MWh contre environ 28 €/MWh) et des rendements de conversion faible, notamment concernant la méthanation. C’est donc le rôle des démonstrateurs présentés de fournir des retours d’expériences afin de rassurer la filière sur les faisabilités techniques et économiques des projets. Enfin, le déploiement de cette solution de stockage à grande échelle ne sera possible qu’avec un soutien fort de la part des politiques et des instances gouvernementales.

[1] https://www.ademe.fr/sites/default/files/assets/documents/resume_etude_powertogas_ademe-grdf-grtgaz.pdf

[2] Selon le comité de prospective de la CRE du 12 juin 2018

[3] D’après une étude technique réalisée par E&E Consultant