Magazine N°725 Mai 2017 - Gaz et transition énergétique
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Philippe BOUCLY (72)

Premier vice-président de l’AFHYPAC, association française pour l’hydrogène et les piles à combustible

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Stocker les énergies renouvelables dans les réseaux de gaz naturel

Le Power To Gas, transformation de l’électricité excédentaire en hydrogène est le seul moyen d’assurer un stockage massif et saisonnier de l’électricité par injection dans les infrastructures gazières existantes. Il oblige à une vision systémique de notre modèle énergétique et exigera une plus grande coordination entre les opérateurs de réseaux pour optimiser le système global.
  

Atteindre les objectifs de la COP 21 nécessite, au-delà des efforts indispensables d’efficacité énergétique, de développer massivement les énergies renouvelables, notamment pour la production d’électricité.

Cette part croissante des énergies renouvelables bouleverse les systèmes énergétiques : alors que, aujourd’hui, la production s’adapte à la consommation, à l’avenir, l’électricité étant de plus en plus produite à partir d’énergies renouvelables essentiellement aléatoires et intermittentes, l’adaptation de la production à la consommation exigera des approches nouvelles, avec la mise en œuvre de plusieurs leviers.

REPÈRES

Le Power to Gas consiste à transformer l’électricité en hydrogène par électrolyse de l’eau ; l’hydrogène peut être utilisé directement ou sous forme de méthane de synthèse après méthanation, c’est-à-dire recombinaison de l’hydrogène avec du gaz carbonique.

COMMENT S’ADAPTER À LA VARIABILITÉ DU RENOUVELABLE ?

D’abord, en modulant la production des moyens traditionnels : à cet égard, les cycles combinés à gaz répondent à ce besoin.

Ensuite, en important ou exportant vers les régions ou les pays voisins, dans la limite des interconnexions disponibles. En incitant les utilisateurs à adapter leurs consommations en envoyant les bons signaux (soit tarifaires, soit via Internet) : c’est tout l’intérêt des smart grids.

“ Le Power to Gas ne nécessite pas de rupture technologique ”

Enfin, en utilisant des moyens de stockage : au-delà des moyens traditionnels (batteries, volants d’inertie, stations de pompage), le Power to Gas est assurément le moyen le plus prometteur pour assurer le stockage massif et dans la durée d’électricité d’origine renouvelable.

L’hydrogène produit par électrolyse de l’eau peut être utilisé à différentes applications :

  • dans l’industrie, par exemple comme matière première (power to chemical) ;
  • pour la mobilité (power to mobility), l’hydrogène est utilisé dans des piles à combustible pour alimenter des véhicules électriques ou en mélange avec du gaz naturel pour alimenter des moteurs à combustion interne ;
  • pour la production d’électricité (power to power) pour des systèmes isolés ou insulaires ;
  • enfin, l’hydrogène peut également être injecté dans les réseaux de gaz naturel directement ou sous forme de méthane de synthèse après méthanation, c’est-à-dire recombinaison de l’hydrogène avec du gaz carbonique.

Construction d’une canalisation pour le transport de gaz naturel
Construction d’une canalisation pour le transport de gaz naturel. © OLIVIER JACQUES

DES PROJETS PROMETTEURS

Le Power to Gas ne nécessite pas de rupture technologique. Cependant, son industrialisation et son intégration nécessitent la mise en place de démonstrateurs et de pilotes industriels afin d’optimiser les différentes briques technologiques.

“ Le Power to Gas contribue à réduire les importations de combustibles fossiles ”

À Dunkerque, le projet GRHYD développé sous l’égide d’Engie convertit l’énergie éolienne en hydrogène. Engie et trois de ses filiales (GRDF, GNVert et Cofely Ineo) se sont associés au sein d’un consortium avec des équipementiers (Areva H2Gen et McPhy), des structures publiques (CEA, Ineris), un centre technique (Cetiat), un exploitant de réseau de transport urbain (STDE) et avec la Communauté urbaine de Dunkerque, territoire d’accueil du projet.

L’hydrogène produit est injecté dans le réseau de distribution de gaz naturel jusqu’à une proportion de 20 % en volume (le mélange ainsi formé s’appelle hythane) pour alimenter une flotte de 50 bus à gaz et un lotissement neuf de 200 logements.

Le démonstrateur industriel Jupiter 1000
Le démonstrateur industriel Jupiter 1000, dont la mise en service est prévue en 2018.

JUPITER 1000

À Fos-sur-Mer, dans le cadre d’un consortium réunissant les sociétés McPhy, Atmostat, Leroux et Lotz, TIGF, RTE ainsi que le CEA, la Compagnie nationale du Rhône et le Grand Port maritime de Marseille, et avec l’appui de l’Ademe et de la Région PACA, GRTgaz a lancé en mars 2016 un démonstrateur industriel (dénommé Jupiter 1000) où sera testée l’ensemble de la chaîne d’injection d’hydrogène ou de méthane de synthèse dans le réseau de gaz : électrolyseurs de technologie PEM ou alcaline d’une puissance unitaire de 0,5 MW, méthaneur, etc. La mise en service est prévue en 2018.

UN ATOUT MAJEUR POUR LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

Le Power to Gas permet de mieux intégrer les énergies renouvelables au système énergétique et de valoriser ainsi des énergies qui, en son absence, seraient perdues.

L’étude fine de l’application des différents moyens traditionnels de stockage (chauffe-eau, véhicule électrique, STEP, etc.) aux chroniques annuelles de température montre que ces moyens de stockage ne présentent pas un volume et une flexibilité suffisants pour absorber les surplus d’électricité : quelques térawattheures en 2030, 30 à 90 TWh à l’horizon 2050 selon certains scénarios.

La conversion d’électricité excédentaire en hydrogène et son injection dans les réseaux de gaz naturel permettent, en ayant recours aux infrastructures existantes, d’éviter tout nouvel investissement spécifiquement dédié au stockage.

Sur la base d’une consommation annuelle de gaz naturel de 400 TWh, un taux d’hydrogène de 6 % en volume (soit 2 % en énergie) permet de stocker 8 TWh. La conversion de l’hydrogène en méthane de synthèse permet en outre de s’affranchir de cette limite.

À noter enfin que le Power to Gas peut apporter des services au réseau électrique et participer aux services systèmes, services opérationnels que l’opérateur de réseau met en œuvre pour assurer un bon fonctionnement des réseaux électriques et garantir un approvisionnement en électricité sûr et continu.

AU SERVICE DE LA DÉCARBONATION DE L’ÉNERGIE

Le Power to Gas contribue à « décarboner » le mix énergétique. La combustion de l’hydrogène ne produisant que de l’eau, le Power to Gas (à partir d’électricité décarbonée) permet de réduire les rejets de CO2. En outre, la méthanation permet de recycler le CO2 (capté dans une installation industrielle par exemple) et de le valoriser sous forme de méthane de synthèse dans toutes les applications du gaz naturel.

L’hydrogène étant produit localement grâce à l’énergie renouvelable, le Power to Gas contribue à réduire les importations de combustibles fossiles et permet par là même d’améliorer la balance commerciale. Assurant le stockage de l’électricité excédentaire, le Power to Gas favorise le développement des productions électriques renouvelables nationales, générateur d’emplois et offrant des opportunités d’exportation de ces technologies.

Ainsi, le Power to Gas apporte la flexibilité nécessaire au système électrique et permet une meilleure intégration des énergies renouvelables dans le système énergétique. Il est le seul moyen d’assurer un stockage massif et saisonnier de l’électricité.

Le Power to Gas crée des passerelles entre les réseaux électriques et gaziers et, à travers la gestion coordonnée des réseaux qu’il impose (réseaux de gaz naturel, réseaux électriques, éventuellement réseaux de chaleur), il permettra de construire le système énergétique intelligent du futur, l’« enernet » selon l’expression de Joël de Rosnay.

Commentaires

Bonjour Philippe, nous avons précisément un projet de fermes solaires de 30-50MW distribuées sur le large territoire de la Mongolie, toutes couplées à des unités de P2G électrolyse seule pour l'H2 mobility; ou jusqu'à la méthanation pour le chauffage ou l'usage industriel. Mais va se poser le problème du financement non seulement de ces unités de P2G car non familières à nos amis banquiers mais aussi celui des Fuel Cell véhicules (tranport public, véhicules de service) dont le coût est encore très prohibitif. Quelles seraient les meilleures pistes en la matière (aides, partenaires en fonds propres, dette)?

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