Le Power-to-Gas : l avenir des énergies renouvelables?

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1 Dossier thématique Le Power-to-Gas : l avenir des énergies renouvelables? Réalisé par Claire EA, Référente Veille et Intelligence économique Le 20/01/2016

2 SOMMAIRE Introduction 3 I. Enjeux et problématiques du power-to-gas 3 1. Principes généraux 3 Fabrication de l hydrogène 3 Fabrication du méthane de synthèse 4 Injection dans le réseau de gaz 4 2. Le P2G, un élément incontournable du mix énergétique en 2030? 4 3. Une voix divergente : le rapport de France Stratégie 6 II. Revue de projets 7 1. Jupiter GRHYD 8 3. Ailleurs en Europe 8 L Allemagne, pionnière du P2G 8 INGRID, démonstrateur italien 9 20 janvier 2016 Dossier thématique Le Power-to-Gas Page 2 sur 10

3 INTRODUCTION A l occasion de la COP 21, qui s est tenue à Paris en décembre 2015, ont fleuri une multitude de projets visant à proposer des solutions pour la transition énergétique. Parmi tous les sujets discutés, l hydrogène commence à s imposer comme un vecteur incontournable de cette transition énergétique. Déjà utilisé dans plusieurs applications industrielles (raffinage du pétrole, production d ammoniac ), on en entend également de plus en plus parler dans deux autres domaines : la mobilité verte, et le stockage de masse de l électricité, notamment dans une perspective de croissance importante de la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique. Dans ce cadre, ce dossier se propose de présenter l une des applications montantes de l hydrogène, le power-to-gas, qui consiste à transformer l électricité en gaz pour l injecter dans un réseau. Nous nous intéressons ici principalement à l injection dans des réseaux de gaz naturel, bien que l expression «power-to-gas» soit parfois utilisée pour d autres applications (mobilité notamment). La première partie du dossier propose une brève présentation des principes du power-to-gas et de ses enjeux dans le cadre de l intégration croissante des ENR au mix énergétique. La seconde partie passe en revue quelques démonstrateurs, français et européens, qui expérimentent actuellement le power-to-gas. I. ENJEUX ET PROBLEMATIQUES DU POWER-TO-GAS 1. Principes généraux Le power-to-gas, ou P2G, consiste à transformer de l électricité en gaz pour injecter ce gaz dans un réseau, permettant ainsi de stocker de grandes quantités d énergie. Deux types de gaz peuvent être injectés dans le réseau : de l hydrogène ou du méthane de synthèse. Fabrication de l hydrogène On distingue trois procédés principaux de fabrication de l hydrogène : - La méthode la plus utilisée à l heure actuelle pour fabriquer de l hydrogène est celle du vaporeformage du méthane, qui consiste à casser une molécule de méthane (CH4) en présence d eau : or cette méthode, si elle offre un bon rendement, dégage aussi environ 10 kg de carbone par kilo d hydrogène produit. - Un procédé plus propre pour produire de l hydrogène est l électrolyse alcaline, qui consiste, à partir d eau, à séparer l hydrogène de l oxygène. Mais la liaison entre les deux éléments étant très forte, cela demande une grande quantité d énergie, et le procédé, coûteux, est peu adapté aux variations rapides de courant, donc à la variabilité des énergies d origine renouvelable. - Enfin, l électrolyse à membranes polymères échangeuses d ions, ou PEM, qui permet de produire de l hydrogène sous pression ce qui constitue un avantage de taille, les coûts de compression étant élevés paraît être la technologie la plus prometteuse à ce jour, car la plus adaptée au stockage d énergie intermittente. En revanche, elle n est pas encore complètement mature, et la rareté du platine, utilisé pour l électrolyse, pourrait s avérer être un obstacle non négligeable à son développement. 20 janvier 2016 Dossier thématique Le Power-to-Gas Page 3 sur 10

4 Fabrication du méthane de synthèse La production de méthane de synthèse, ou méthanation, consiste à utiliser de l hydrogène pour réduire du CO2, selon la réaction de Sabatier (CO2 + 4 H2 = CH4 + 2 H2O). Ce procédé complexe, qui associe production d hydrogène, captation de CO2, méthanation, stockage, compression des gaz, n est que très peu développé en France, quoiqu il fasse l objet d expérimentations en Allemagne. Injection dans le réseau de gaz Il s agit ensuite de réinjecter l hydrogène ou le méthane dans le réseau de gaz naturel. A l heure actuelle, le taux d injection d hydrogène dans un réseau de gaz est limité, pour des raisons de sécurité principalement, à 6%, et il est peu probable qu elle dépasse 20 à 30% du volume. L intérêt du méthane de synthèse réside donc dans le fait que ses propriétés étant très proches de celles du gaz naturel, il est possible d en injecter dans le réseau sans limite de proportion. 2. Le P2G, un élément incontournable du mix énergétique en 2030? L injection d hydrogène dans les réseaux de gaz permet donc d exploiter l importante capacité de stockage de ces réseaux. Ceci revêt un intérêt tout particulier dans la perspective d une croissance de la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique : en effet, l hydrogène permet un stockage saisonnier et massif des ENR, et son injection dans un réseau de gaz offre d autres possibilités non négligeables de stockage, de transport et de valorisation de ces énergies. En septembre 2014, l Ademe a publié une étude réalisée par le cabinet de conseil E&E, Hespul et Solagro pour le compte de l Ademe, de GRDF et de GRTgaz. Intitulée Etude portant sur l hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l électricité excédentaire, cette étude s inscrivant dans le cadre des travaux pour la transition énergétique visait à mettre en avant le rôle complémentaire des vecteurs gaz et électricité dans cette transition énergétique. L étude donne du power-to-gas une définition large, englobant d autres utilisations de l hydrogène que sa réinjection dans un réseau de gaz naturel : 20 janvier 2016 Dossier thématique Le Power-to-Gas Page 4 sur 10

5 Source : Ademe, Url : L étude analyse 24 scénarios énergétiques européens récents et la place qu y tient le power-to-gas. Elle propose ensuite un bilan des performances énergétiques, environnementales et économiques du power-to-gas, «sur la base des caractéristiques actuelles mais aussi des améliorations futures attendues». Les auteurs ont ensuite réalisé une modélisation simplifiée des excédents et déficits entre le production d électricité et la demande, pour évaluer les besoins de P2G, selon un scénario de référence et un scénario haut : de cet exercice, ils concluent à un scénario possible de développement de 1200 à 1400 MWe de capacité de power-to-gas installée en 2030, qui pourrait valoriser entre 2,5 et 3 TWh d électricité et produire entre 1,8 et 2 TWh de gaz de synthèse. En 2050, avec le développement supposé de la filière méthanation (qui représenterait alors entre 90 et 95% de la capacité installée, le reste étant assuré par la filière hydrogène), ces chiffres explosent pour atteindre 21 à 72 TWh d électricité valorisée. Pour aller vers ce scénario, les auteurs soulignent la nécessité de déterminer un modèle économique stable et d inciter les acteurs de l électricité et du gaz à dépasser les cloisonnements historiques pour travailler ensemble. Ils font enfin quelques recommandations pour le court et le moyen terme : - Accroître les efforts de R&D, notamment par la mise en place de démonstrateurs et le lancement d un programme de R&D en collaboration avec d autres acteurs - Organiser la filière dans les 5 à 10 ans à venir - Informer et sensibiliser les décideurs économiques et le grand public - Faire évoluer le cadre réglementaire - Mettre en place des mécanismes de soutien à la filière 1. 1 Etude portant sur l hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l électricité excédentaire, étude réalisée pour l Ademe, GRDF et GRTgaz, publiée en septembre 2014, téléchargeable en PDF sur le site de l Ademe : 20 janvier 2016 Dossier thématique Le Power-to-Gas Page 5 sur 10

6 D autres acteurs, notamment dans la filière gaz, comme GRTgaz, et dans la filière hydrogène, avec notamment le Français McPhy Energy, ont apporté leurs témoignages et expertises sur le sujet, s accordant à considérer l hydrogène comme «essentiel aujourd'hui, indispensable demain» 2, et donnant au power-to-gas un rôle non négligeable dans la transition énergétique qu ils appellent de leurs vœux. 3. Une voix divergente : le rapport de France Stratégie Publiée en août 2014, la note d analyse de France Stratégie, organisme de réflexion placé auprès du Premier Ministre et compétent dans les questions économiques, sociales, d emploi, de développement durable et de numérique, fait entendre un avis différent sur l avenir de l hydrogène. En effet, cette note intitulée Y a-t-il une place pour l hydrogène dans la transition énergétique française? qui, dès sa première page, rappelle l incendie du zeppelin Hindenburg de 1937, apporte une réponse prudente à la question posée, notamment en ce qui concerne l avenir du power-to-gas. De fait, l étude considère les coûts de production d hydrogène en fonction des différents procédés choisis. Ecartant le vaporeformage de méthane, fortement émetteur de carbone, Etienne Beeker, l auteur de la note, se tourne ensuite vers les deux procédés d électrolyse, électrolyse alcaline et PEM : or il considère que quel que soit le procédé utilisé, le coût reste largement supérieur au prix du gaz naturel, dont l auteur relève qu il devrait quintupler en Europe pour que l électrolyse devienne compétitive. En conséquence, M. Beeker considère que le stockage énergétique via l hydrogène dans le réseau de gaz n est pas pertinent «à un horizon prévisible», car beaucoup trop coûteux pour être compétitif. En effet, conclue-t-il, si l hydrogène comme moyen de stockage de l électricité semble «une solution séduisante au plan intellectuel», cette solution n est pas satisfaisante du point de vue du modèle économique, qui reste encore à déterminer. Si le power-to-gas peut sembler rentable, c est, d après le rapport, «sous l hypothèse que l hydrogène joue le rôle de "passager clandestin" des autres filières (gaz ou électricité) en utilisant leurs infrastructures sans en supporter les coûts». Quant à la méthanation, complexe et coûteuse, celle-ci «n a aucun avenir à un horizon prévisible», L auteur termine enfin en rappelant l enjeu majeur que représente l acceptabilité par le grand public de l utilisation d hydrogène à une pression très importante, utilisation qui pose des problèmes de sécurité non négligeables 3. 2 L Hydrogène, essentiel aujourd'hui, indispensable demain, dossier de la Commission de Régulation de l Energie, Url : 3 Y a-t-il une place pour l hydrogène dans la transition énergétique?, Note d analyse de France Stratégie, publiée le 26 août 2014, disponible en PDF sur le site de France Stratégie, Url : 20 janvier 2016 Dossier thématique Le Power-to-Gas Page 6 sur 10

7 II. REVUE DE PROJETS Cette partie présente quelques démonstrateurs dédiés au Power-to-Gas en France et en Europe. La liste des projets présentés ici ne vise pas à l exhaustivité. 1. Jupiter 1000 Porté par GRTGaz, ce démonstrateur devrait voir le jour prochainement à Fos-sur-Mer, dans les Bouches-du-Rhône. Situé «à l intersection des réseaux de gaz et d électricité et à proximité d une source de CO2 industrielle» 4, le projet vise à produire du méthane de synthèse à partir d hydrogène et de CO2 capté sur des cheminées industrielles, afin de réinjecter ce méthane dans le réseau gazier. L hydrogène est produit par électrolyse, à partir des surplus de production du réseau électrique de RTE. D une puissance de 1MWe, le démonstrateur sera le premier de cette ampleur à être mis en place en France. Outre GRTGaz, le projet Jupiter 1000 rassemble plusieurs partenaires : Source : Lancé officiellement lors de la COP 21 en décembre 2015, le démonstrateur devrait être opérationnel en Son coût est pour l instant évalué à 30 M, dont deux tiers sont financé par les partenaires industriels, et un tiers par des subventions de l Union européenne de l Etat et de la Région PACA. Plus d informations : 4 Présentation du projet sur le site internet de Jupiter 1000, Url : 20 janvier 2016 Dossier thématique Le Power-to-Gas Page 7 sur 10

8 2. GRHYD Porté par Engie (ex-gdf Suez), le projet GRHYD (pour Gestion des Réseaux par l injection d Hydrogène pour Décarboner les énergies) vise à expérimenter l utilisation de l hydrogène comme moyen de stockage d énergie, selon deux méthodes : - L injection d hydrogène produit à partir d énergies renouvelables dans un réseau de gaz naturel qui alimente un nouveau quartier de 200 logements, dans des proportions d hydrogène variables et inférieures à 20 % en volume. - L injection d hythane, carburant composé de gaz naturel et d hydrogène, dans une station de bus GNV, à hauteur de 6 % d hydrogène, puis jusqu à 20%. Lancé en 2013 à Dunkerque, le démonstrateur GRHYD rassemble une douzaine de partenaires, parmi lesquels les sociétés GrDF, NVERT, AREVA Hydrogène et Stockage de l énergie, le CEA, McPhy Energy, l INERIS, le CETIAT et CETH2. Il doit permettre d évaluer «la pertinence technique, économique et environnementale de cette nouvelle filière énergétique» 5, tout en travaillant en concertation avec les collectivités et les habitants du quartier. Les objectifs affichés sont en effet multiples : - Des objectifs techniques : développer un gaz naturel contenant de l hydrogène distribué par le réseau de gaz naturel, ainsi qu un carburant à base d hydrogène ; développer des technologies innovantes pour l électrolyse, le stockage, le pilotage de la production. - Des objectifs économiques : évaluer les retombées locales d une filière hydrogène pour différents métiers ; faire émerger un gisement d emplois pour les équipementiers français de la filière hydrogène. - Des objectifs sociétaux : évaluer l acceptabilité de l usage de l hydrogène dans les transports et dans des utilisations stationnaires de la ville. - Des objectifs environnementaux : réduire les émissions de gaz à effet de serre ; valoriser les sources d énergie renouvelable ou bas carbone grâce à la conversion en hydrogène 6. Le projet GRHYD fait suite au projet ALTHYTUDE (ALTernative HYdrogène dans les Transports Urbains à DunkerquE), qui de 2005 à 2010 a permis d expérimenter l hythane sur deux bus du réseau dunkerquois fonctionnant habituellement au gaz naturel. Dans cette perspective, le projet GRHYD représente «une phase de démonstration pour aller à plus long terme vers l industrialisation du procédé» Ailleurs en Europe L Allemagne, pionnière du P2G L Allemagne, largement investie dans les énergies renouvelables, fait figure de pionnière en matière de power-to-gas. En effet, GRTgas dénombre une quinzaine de démonstrateurs déjà opérationnels, et une quinzaine d autres en préparation 8. Parmi ces nombreux démonstrateurs, on peut citer le projet d Enertrag à Prenzlau, dans le Brandebourg, où une centrale hybride transforme depuis 2011 de l énergie éolienne en hydrogène. 5 Présentation du projet sur le site du Ministère de l Ecologie, du Développement durable et de l Energie, Url : 6 Dossier de presse du projet GRHYD, téléchargeable en PDF sur le site d Engie, Url : 7 Idem 8 Dossier «Hydrogène» de la Commission de Régulation de l Energie, point de vue de Philippe Boutry, conseiller spécial de GRTgaz, Url : 20 janvier 2016 Dossier thématique Le Power-to-Gas Page 8 sur 10

9 Celui-ci est ensuite utilisé comme carburant ou réinjecté au réseau, comme le montre le schéma cidessous : Source : Enertrag, Ce projet, auquel le Drômois McPhy Energy participe pour l interface avec le système d injection de gaz dans le réseau, est soutenu par l Union européenne, Deutsche Bahn, Total et Vattenfall 9. Autre démonstrateur allemand, celui d E.On à Hambourg, entré en service à l automne 2015, et qui, avec une puissance installée de 1,5 MW et une capacité de production de dihydrogène de 290 m 3 par heure, est la plus puissante installation de ce type au monde. Le surplus d électricité d origine éolienne est utilisé pour convertir de l eau en hydrogène par un procédé d électrolyse PEM (pour "Proton Exchange Membrane"). Ce procédé présente en effet un important potentiel : l électrolyseur prend beaucoup moins de place que dans le cas d une électrolyse alcaline, et le procédé peut être lancé «en quelques secondes». L hydrogène produit est ensuite réinjecté dans le réseau de gaz de la région. Plusieurs partenaires ont participé au développement de cette technologie, qui a nécessité un investissement total de 13,5 millions d euros : Hydrogenics, Solvicore, le Centre allemand pour l aérospatiale et l Institut Fraunhofer pour les systèmes d énergie solaire 10. INGRID, démonstrateur italien Le projet INGRID, qui rassemble huit partenaires européens 11, a démarré en 2014 dans la région des Pouilles, dans le sud de l Italie. Il vise à coupler les technologies du smart grid, notamment un 9 «Power-to-Gas McPhy Energy relie la centrale hybride à hydrogène de Prenzlau au réseau de gaz naturel», communiqué de McPhy Energy, 9 février 2015, 10 «Installation Power-to-Gas à Hambourg, la plus puissante au monde», France Diplomatie, 23 octobre 2015, Url : 11 Engineering Group, McPHY Energy, Hydrogenics, TECNALIA Research & Innovation, Ricerca sul Sistema Energetico - RSE SpA, Enel Distribuzione, Apulia Regional Agency for Technology and Innovation (ARTI), BFP. 20 janvier 2016 Dossier thématique Le Power-to-Gas Page 9 sur 10

10 système de management de l énergie (EMS), à des technologies de production d hydrogène, afin d optimiser l utilisation des énergies renouvelables. En fonction de la demande, l électricité d origine renouvelable est soit injectée directement dans le réseau, soit utilisée pour produire de l hydrogène. Celui-ci est stocké sous forme solide, et peut ensuite, via des piles à combustible, être reconverti en électricité. Celle-ci est alors réinjectée au réseau, ou utilisée pour alimenter des véhicules électriques. Schéma de fonctionnement d INGRID, source : Le projet dispose d'un budget total de 23,9 millions d'euros sur quatre ans, dont plus de la moitié provenant de financements de la Commission européenne. Pour en savoir plus : 20 janvier 2016 Dossier thématique Le Power-to-Gas Page 10 sur 10