Le Power-To-Gas peut-il résoudre le problème de l’intermittence des énergies renouvelables ?

Dans un contexte de transition énergétique, les marchés de l’électricité et du gaz sont en pleine mutation. Le développement massif des énergies renouvelables pour atteindre des objectifs ambitieux soulève de nombreuses interrogations notamment sur la gestion de l’intermittence de la production électrique, la gestion des pointes de consommation et la problématique du stockage de l’électricité.

Plusieurs solutions sont aujourd’hui à l’étude pour y répondre. Le Power-To-Gas (P2G) est l’une d’entre elles.

Ce procédé permet en effet de transformer les surplus de production d’électricité en gaz, et ainsi de créer des passerelles entre les réseaux électriques et gaziers afin d’équilibrer la production et la demande d’électricité. Cet article propose un décryptage de la technologie et de ses diverses applications.

Le P2G : une solution innovante basée sur des technologies relativement simples et déjà éprouvées


Synoptique du Power-To-Gas : de l’apport de l’électricité jusqu’aux applications
(Source : Sia Partners)
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Le Power-To-Gas est un procédé chimique qui se décompose en plusieurs étapes et qui consiste à transformer l’électricité, généralement d’origine solaire ou éolienne1 en hydrogène et en méthane synthétique utilisables ensuite pour des applications variées.

La première étape consiste à convertir l’électricité en hydrogène par électrolyse de l’eau sous l’action d’un courant électrique : 2 H2O + électricité = 2 H2 + O2 (process n°1 sur le synoptique). Pour ce faire, il existe plusieurs types d’électrolyseurs2 : les électrolyseurs alcalins dont la technologie est aujourd’hui la plus mature, les électrolyseurs à membrane polymère (PEM) qui devraient se développer à moyen terme, et les électrolyseurs à haute température qui prendront certainement le relais à plus long terme.

Après l’électrolyse, la deuxième étape consiste à faire réagir l’hydrogène ainsi produit via l’ajout de dioxyde de carbone (CO2) pour générer du méthane et de l’eau : c’est la méthanation. Cette étape permet par la même occasion de valoriser le CO2 qui peut être issu par exemple d’installations de biogaz et/ou de rejets industriels : 4 H2 + CO2 = CH4 + 2 H2O (process n°2 sur le synoptique). Divers procédés de méthanation sont actuellement en cours de développement : la conversion catalytique directe du CO2, la conversion directe par électro-hydrogénation du CO2, la conversion catalytique indirecte du CO2, la conversion indirecte par électro-réduction du CO2 et la méthanation biologique3 (biocatalyse à partir de micro-organismes).

Enfin, entre les deux étapes d’électrolyse et de méthanation, l’hydrogène peut être stocké temporairement sous forme liquide, gazeuse ou solide. Des entreprises françaises comme Air Liquide, Mc Phy, ou Hélion (Aréva) proposent déjà ce type de solutions de stockage (process n°3 sur le synoptique).

Les technologies utilisées lors de ces différents processus ne sont pas nouvelles. En effet, l’électrolyse est utilisée depuis plus de 200 ans et la méthanation (ou réaction de Sabatier) depuis le début du 20ème siècle. La réelle innovation réside dans la combinaison et l’intégration de ces deux étapes. De nombreux projets de R&D s’attachent d’ailleurs aujourd’hui à améliorer le rendement global de ces dispositifs, leur durée de vie, et à réduire les coûts de fabrication.
Concernant l’efficacité des installations4, on estime aujourd’hui qu’elles pourraient atteindre des rendements allant jusqu’à 44% si le gaz est réutilisé pour produire de l’électricité (électricité -> gaz -> électricité), jusqu’à 62% si la chaleur coproduite est valorisée (électricité -> gaz -> électricité + chaleur) et jusqu’à 77% si l’on utilise directement le gaz produit (électricité -> gaz)5.
Les investissements6 dans un tel dispositif sont estimés à environ 2000 €/kW7 à l’échelle d’un démonstrateur, et pourraient être divisés par deux pour des installations futures plus importantes (entre 20 et 200 MW). La Direction Recherche et Innovation de GDF SUEZ8, lance même le défi de réduire par 5 les coûts d’investissement portant sur les électrolyseurs.
Ainsi, même si des efforts de R&D sont encore nécessaires pour parvenir à une solution économiquement viable, les perspectives de progression dans les années à venir sont encourageantes.

Le Power-To-Gas répond à des besoins et à des usages variés

Une fois l’hydrogène et le méthane produits par une installation P2G, plusieurs utilisations du gaz sont envisageables : l’injection dans le réseau de gaz naturel, la production d’électricité lors de pics de consommation, l’alimentation de véhicules « propres » ou l’utilisation dans l’industrie. Revenons donc sur ces différentes applications.

La première option consiste à injecter le gaz produit dans les réseaux de transport et de distribution existants. Deux choix peuvent se présenter : injecter directement l’hydrogène, en quantité limitée9, en le mélangeant au gaz actuellement présent dans les réseaux ou injecter du méthane synthétique qui possède les mêmes caractéristiques que le gaz naturel auquel il est mélangé. (process n°4 sur le synoptique).
Cette solution étudiée par de nombreux énergéticiens présente l’avantage d’être déployable sans investissement réseau supplémentaire et permet également d’améliorer le bilan carbone du mélange transporté et consommé. Toutefois, l’hydrogène peut parfois, en trop grande quantité, altérer la qualité du gaz et avoir un impact négatif sur l’intégrité des réseaux. De plus, les appareils domestiques et industriels qui sont plus ou moins tolérants au mélange de méthane et d’hydrogène limitent la quantité maximum d’hydrogène injectée (entre 0 et 20%)10.

Une seconde application consiste à réutiliser le gaz produit via une centrale de cogénération ou des piles à combustible pour produire de l’électricité et de la chaleur (process n°5 sur le synoptique). Cette solution peut être mise en place par exemple pour assurer la continuité d’alimentation de zones électriques isolées ou de zones régulièrement victimes de coupures d’alimentation. L’utilisation de la chaleur coproduite permet d’augmenter le rendement total du procédé.

L’hydrogène et le méthane synthétique peuvent également servir à alimenter des véhicules équipés de piles à combustibles ou des véhicules roulants au GNV (process n°6 sur le synoptique). Il est ainsi possible d’utiliser les infrastructures de distribution de GNV et d’hydrogène existantes. Concernant l’hydrogène, le réseau de distribution n’est pas encore développé à grande échelle mais la situation devrait évoluer fortement avec l’arrivée prévue de nombreux modèles de véhicules hydrogène en 2015.

Enfin, l’hydrogène qui occupe une place importante dans plusieurs secteurs d’activités peut être utilisé en grande quantité par les industries pétrochimique, métallurgique, ou agroalimentaire (process n°7 sur le synoptique). Il est aussi possible de le transformer en d’autres composants comme le méthanol et l’acide chlorhydrique pour l’industrie chimique. Ces industriels sont aujourd’hui les principaux consommateurs d’hydrogène qui provient à 95 % du reformage du gaz naturel11 et qui présente un très mauvais bilan carbone. La possibilité de fournir l’industrie à partir « d’hydrogène vert » permettrait donc de réduire considérablement ses emissions de CO2.

Une technologie prometteuse au carrefour de plusieurs filières et de différents métiers

Aujourd’hui, la technologie P2G est identifiée comme pertinente pour atteindre les objectifs environnementaux européens et est nécessaire pour accompagner le développement des énergies renouvelables. Elle est même présentée comme priorité de développement par le Groupe Européen de Recherche Gazière12 (GERG), l’European Hydrogen Association13 (EHA), le Ministère de l’Economie et des Finances dans son rapport « Energie 2050 »14 et l’ADEME dans ses feuilles de routes stratégiques15 « hydrogène énergie et piles à combustibles » et « Systèmes de stockage de l’énergie ».

Dans le tissu économique européen, il existe trois grandes catégories d’acteurs qui démontrent un fort engouement pour le sujet et accompagnent le développement de la filière : des acteurs de la filière gaz, des acteurs de la filière électricité et des acteurs positionnés sur les usages de l’hydrogène et du méthane. Pour la filière gaz, on retrouve notamment les fournisseurs, les gestionnaires de réseaux, et les constructeurs de solutions de production et de stockage d’hydrogène. Dans la filière électricité, ce sont principalement les gestionnaires de réseaux et les acteurs positionnés sur la production d’énergie renouvelable qui s’intéressent au sujet. Enfin, concernant les usages de l’hydrogène, des industriels (chimie etc.), des constructeurs automobiles, des exploitants de stations-services ou les collectivités participent activement aux projets P2G. (Un panorama de ces acteurs et un état des lieux des projets P2G européens seront présentés dans de prochains articles).


Le Power-To-Gas au carrefour de plusieurs filières et métiers
(Source : Sia Partners)
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Malgré la dynamique positive que connait le P2G, il convient de noter qu’il reste encore du chemin à parcourir. Il manque principalement aujourd’hui des signaux politiques et réglementaires forts qui permettraient d’accompagner le développement de la filière à l’image du biogaz qui bénéficie d’une règlementation structurée et incitative (lire aussi notre article sur le Biogaz : Le développement de la filière est rythmé par une règlementation plus structurée et incitative).

C. de Lorgeril, N. Courtemanche

Cet article s’inscrit dans le cadre d’un groupe de travail interne portant sur le Power-To-Gas. Pour tous renseignements, contactez-nous..

Notes:
(1) Le P2G peut aussi être utilisé à partir d’énergie nucléaire, ce qui permettrait d’éviter de diminuer la puissance des centrales chaque nuit et ainsi de les utiliser en continu à pleine puissance.
(2) Source : dossier de l’Association Française pour l’Hydrogène et les Piles à Combustible (AFHYPAC) : « Production d’Hydrogène par électrolyse de l’eau »
(3) Ce procédé est développé par Electrochaea, une PME danoise. Pour plus d’informations : http://www.electrochaea.com
(4) Rendement de l’électrolyseur + rendement de l’unité de méthanation
(5) Source : publication de l’Institut Fraunhofer IWES « Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines Windgas-Angebotes » 2011
(6) Le retour d’expérience des démonstrateurs étant encore limité, l’estimation est relativement difficile mais il est certain que les montants d’investissement restent aujourd’hui élevés.
(7) Source : présentation « Power-To-Gas », Aksel Hauge Pedersen, DONG Energy, avril 2013.
Les montants sont donnés à titre indicatifs et sont à considérer avec prudence au vue de l’évolution rapide des technologies
(8) Source : présentation « Power-To-Gas », Direction Recherche et Innovation GDF Suez, avril 2013
(9) Des études ont montré que le réseau de gaz pourrait transporter aujourd’hui jusqu’à 6% d’H2 et jusqu’à 20% à plus long terme. Source : étude GRTgaz « Analyse du rôle du transport de gaz naturel dans l’économie de l’hydrogène en France ».
(10) Source : pour plus d’information sur les impacts de l’injection d’hydrogène dans le réseau de gaz, se reporter aux résultats du projet européen Naturalhy http://www.naturalhy.net/
(11) Le reformage consiste à supprimer le souffre contenu dans le gaz naturel lors d’une étape d’hydrodésulfuration puis à faire réagir le méthane avec de la vapeur d’eau pour créer un gaz de synthèse contenant du monoxyde de carbone et de l’hydrogène. Le CO et l’H2 réagissent pour former du dioxyde de carbone et de l’hydrogène. Ce mélange est ensuite purifié pour obtenir de l’hydrogène à environ 99,9%. Source : http://www.planete-hydrogene.com
(12) Les ateliers power-to-gas et feuilles de route pour la recherche du GERG sont publiées sur le site :

http://www.gerg.eu/publications/GERG_ResearchRmap.pdf

http://www.gerg.eu/activities/power_hydrogen.htm

(13) EHA, European Hydrogen Association : http://www.h2euro.org/category/publications
(14) Rapport du Ministère de l’Economie et des Finances : « rapport énergies 2050 »
(15) Les feuilles de routes stratégiques : « Les systèmes de stockage d’énergie » et «L’hydrogène énergie et les piles à combustible » sont accessibles sur le site internet de l’ADEME

Articles dans : Articles,Electricité,Energies Renouvelables,Gaz Naturel,Métiers

1 Commentaire » | 24 octobre 2013 | Envoyer Envoyer | Print This Post

1 Commentaire to “Le Power-To-Gas peut-il résoudre le problème de l’intermittence des énergies renouvelables ?”

  1. Bernard DURAND dit :

    Bonjour, quel serait selon vous le RENDEMENT ENERGETIQUE NET EN CONDITION INDUSTRIELLE du cycle électricité intermittente > production d’hydrogène > production de méthane> production d’électricité, en tenant compte bien sûr de l’énergie dissipée à tous les stades d’un processus industriel: transport de l’électricité, électrolyse en condition d’intermittence, compression de l’hydrogène, séparation et transport du CO2, réaction de Sabatier, centrale électrique ?
    Bien à vous B.DURAND

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