Power to gas, transformer de l’électricité en gaz

Power to gas, transformer de l’électricité en gaz

La transformation de l’électricité en gaz injecté ensuite dans les réseaux permettrait de valoriser des excédents d’électricité produite par des sources renouvelables comme l’éolien ou le photovoltaïque. Ce principe de conversion, baptisé « Power-to-Gas » est actuellement à l’étude dans plusieurs pays européens.

A partir de leurs scénarios de prospective énergétique pour 2030 et 2050, l’ADEME et GrDF se sont associés à GRTgaz pour réaliser un état des lieux international des avancées et perspectives du « Power to Gas ». L’étude considère que cette technologie devrait être pleinement opérationnelle en France à l’horizon 2030. Avec un taux de pénétration des énergies renouvelables électriques supérieur à 50% en 2050, le « Power to Gas » permettrait de produire entre 20 et 30 TWh/an de gaz renouvelable injectable dans les réseaux existants, s’imposant comme une solution de stockage des excédents de longue durée.

S’appuyant sur l’importante capacité de stockage des infrastructures de gaz (stock en conduite et stockages souterrains), la conversion de l’électricité en gaz fait l’objet de recherches dans plusieurs pays européens comme l’Allemagne ou le Danemark. Le « Power to Gas » consiste à transformer l’électricité renouvelable en hydrogène par électrolyse de l’eau, hydrogène qui peut ensuite être injecté dans le réseau de gaz naturel en l’état, ou après une étape de méthanisation, qui consiste à l’associer à du CO2 pour le convertir en méthane.

Le développement des énergies renouvelables électriques intermittentes comme l’éolien et le photovoltaïque nécessite de trouver des solutions pour optimiser leur insertion dans les réseaux d’énergie. En effet, en cas de production trop faible, il faut disposer de capacités de production modulables en appui ; à l’inverse, une production supérieure à la demande requiert le développement de capacités de stockage et/ou de conversion des excédents.

Cette étude aborde 4 volets fondamentaux du développement de cette nouvelle filière:

- La place du « Power-to-Gas » dans les scénarios européens de transition vers les énergies renouvelables ;

- Les différentes voies de « Power-to-Gas » et les technologies associées ;

- Les perspectives et conditions de développement ;

- Des recommandations aux pouvoirs publics et aux différents acteurs pour l’émergence de cette filière en France.

L’objet de cette étude est l’utilisation de technologies permettant la conversion de l’électricité en gaz comme procédés de valorisation de l’électricité excédentaire. Dans le monde anglo-saxon, mais aussi dans de nombreux autres pays, ce concept est appelé Power-to-Gas (PtG). Par commodité, nous retenons cette appellation.

L’intégration massive de sources d’énergie renouvelable fluctuante (éolien, photovoltaïque principalement) dans les systèmes électriques implique des périodes de plus en plus importantes durant lesquelles la production dépassera la demande. Les quantités mises en jeu pourront dépasser les capacités classiques de flexibilité et de stockage du système électrique : la conversion en un autre vecteur énergétique apparaît donc comme une solution pour valoriser ces excédents.

Technologie de base du Power-to-Gas, l’électrolyse permet la conversion d’énergie électrique en énergie chimique sous forme de gaz hydrogène (H2), par décomposition de molécules d’eau (H2O). Le gaz produit peut être valorisé de plusieurs manières sur place : par un industriel pour ses propres besoins de procédé ou par une station-service de remplissage de véhicules fonctionnant à l’hydrogène (piles à combustible) par exemple, ou encore être localement stocké pour être reconverti ultérieurement en électricité via une pile à combustible.

Mais il peut aussi être injecté directement dans les réseaux de distribution ou de transport de gaz naturel, créant de fait un couplage entre les différents réseaux et vecteurs énergétiques : ainsi les possibilités de valorisation des excédents d’électricité sont démultipliées tant en termes d’usages finaux qu’en termes temporels et spatiaux.

La possibilité d’injection d’hydrogène dans le réseau gazier donne un accès direct à ses très grandes capacités de transport et de stockage : en France les capacités de stockage de gaz sont 300 fois plus importantes que celles du réseau électrique (137 TWh contre 0,4). Toutefois, la quantité d’hydrogène injectable est limitée actuellement à quelques pourcents (de l’ordre de 2% en énergie) pour diverses raisons (sécurité, fuites, compatibilité avec les utilisateurs finaux, compatibilité avec les conduites, ...). Même s’il est probable que la proportion acceptable du point de vue des gestionnaires des réseaux est appelée à augmenter, il semble difficilement envisageable qu’elle dépasse 20 à 30% en volume soit (15 à 20% en énergie), ce qui constitue de fait un facteur limitant sur le moyen-long terme.

Dans cette perspective, la réaction de méthanation représente une étape supplémentaire permettant de combiner l’hydrogène avec des atomes de carbone issu de dioxyde de carbone (CO2) pour former du méthane de synthèse (CH4), 100% miscible avec le gaz naturel. Il existe de nombreuses sources de dioxyde de carbone possibles : récupération du CO2 après purification de biogaz ou de syngas (gazéification de biomasse), captage du CO2 des émissions industrielles (procédés cimentiers, pétrochimiques, mais aussi tous les équipements de combustion) et des émissions liées à la production d’électricité, ...

Sans ignorer totalement l’hypothèse d’une valorisation directe de l’hydrogène ou du méthane qui est déjà l’objet de nombreuses études et de recommandations, la présente étude se concentre sur la version « raccordée aux réseaux » qui offre une réelle synergie avec les infrastructures existantes et un large éventail d’utilisations possibles du gaz produit :

- chaleur (chauffage résidentiel/tertiaire ou industriel, procédé, eau chaude sanitaire, cuisson,...)

- matière première de l’industrie chimique

- mobilité via des véhicules à moteurs à explosion classiques (essence ou Diesel) adaptés pour fonctionner au méthane (Gaz Naturel Véhicule, GNV) comme il en existe une quinzaine de millions en circulation à travers le monde1.

- production d’électricité

Le Power-to-Gas dans les scénarios européens ?

1. Un lien fort avec la pénétration massive des EnR variables. C’est la présence massive d’EnR électriques variables qui déclenche le besoin de passer à des techniques de conversion pour absorber les surplus, les valoriser directement, ou en les stockant éventuellement d’une saison à l’autre. Le Power-to-Gas apparait donc essentiellement dans les scénarios ambitieux en termes de développement des EnR et seulement à partir de 2030, lorsque ces dernières deviennent significatives voire prépondérantes, en tout cas structurantes dans le fonctionnement des systèmes électriques.

2. Le besoin de conversion entre vecteurs énergétiques dépend du périmètre des scénarios. Les scénarios limités au secteur électrique tirent finalement peu de bénéfices du Power-to-Gas. Dès lors qu’il s’agit uniquement de faire des allers-retours de court terme entre production et consommation électrique, le méthane de synthèse et même l’hydrogène seul exigent des investissements et occasionnent des pertes de rendement importantes. La prise en compte des besoins de l’industrie et plus encore des transports où le gaz est un très bon substitut aux produits pétroliers change la donne et augmente considérablement l’intérêt des conversions énergétiques.

3. Hydrogène seul et/ou méthane de synthèse ? Certains scénarios détaillent une seule de ces voies de valorisation mais laissent ouverte la possibilité d’évolution en fonction des avancées constatées. D’autres ont recours simultanément aux deux voies, mais avec une temporalité différente, le CH4 étant utilisé pour des taux de pénétration EnR globalement plus élevés. Certains scénarios n’ont recours qu’au seul méthane de synthèse, afin de minimiser les sauts technologiques en matière d’usages et de valoriser au mieux les infrastructures existantes (réseaux et stockage) et les technologies éprouvées à l’échelle industrielle (motorisation gaz).

4. Le mix des différentes sources d’énergies renouvelables influence le poids du Power-to-Gas. Plusieurs scénarios font référence au Power-to-Gas (hydrogène en particulier) sans le retenir : il s’agit à chaque fois de pays dotés ou voisin d’un parc hydroélectrique conséquent alimentant leur mix. D’autres scénarios comptent sur une part importante de biomasse pour le transport, voire pour l’équilibrage du système électrique, et limitent ainsi le recours au Power-to-Gas.

Bilan efficacité, environnement, économique

Une première estimation de performances énergétiques, environnementales et économiques a été réalisée, sur la base des caractéristiques actuelles mais aussi des améliorations futures attendues.

Technologie

L’électrolyseur est l’élément central du Power-to-Gas, il permet la conversion de l’énergie électrique en énergie chimique contenue dans l’hydrogène issu de la décomposition de l’eau. Actuellement, il existe 3 principales technologies d’électrolyseurs : alcalines, PEM (Proton Exchange Membrane), et SOEC (Solid Oxyde Electrolyser Cell).

La première est une technologie mature et largement diffusée dans l’industrie. La seconde, plus récente et dérivée des piles à combustible reste aujourd’hui réservée aux petites installations. La dernière (SOEC), à haute température, en est encore au stade du laboratoire ; elle se différencie principalement par la substitution d’une partie de l’électricité nécessaire à la dissociation de l’eau par de la chaleur, l’efficacité énergie chimique/énergie électrique se trouvant ainsi améliorée.

Dans le cas de production de méthane de synthèse, un réacteur de méthanation est utilisé en série pour convertir l’hydrogène en méthane en le faisant réagir avec le CO2. Deux technologies sont utilisées :

- la voie catalytique utilisant des réacteurs avec un lit de catalyseur (ex : nickel), tout à fait similaire à la méthanation du monoxyde de carbone (CO) qui est exploitée industriellement depuis plus de 50 ans.

- la voie biologique qui a recours à des microorganismes pour réaliser cette conversion, de façon très proche de la méthanisation produisant le biogaz par fermentation anaérobie, les microorganismes et les conditions de réaction pouvant être différents.

Dans tous les cas, il ne s’agit pas de ruptures technologiques : tous les éléments constitutifs de la filière sont d’ores et déjà disponibles, même si chacune de ces « briques » est améliorable voire remplaçable par de futures variantes prometteuses. L’assemblage de ces briques et leur utilisation pour l’équilibrage du réseau électrique constitue en soi une nouveauté qui nécessite des adaptations et des optimisations, en particulier le fonctionnement intermittent.

Des améliorations sensibles des performances techniques, économiques et environnementales sont attendues de tous les développements en cours. La baisse des coûts de production sera également largement liée à l’augmentation en taille des équipements, mais surtout de leur production en plus grandes séries.

Performances énergétiques

La Figure 2 présente les performances énergétiques estimées actuellement et en 2030. Aujourd’hui les rendements de conversion électricité->gaz de synthèse sont de l’ordre de 70%PCS pour l’hydrogène et 55%PCS pour le méthane, mais si l’on valorise la chaleur à haute et basse température dégagée par chacune des réactions, ces rendements peuvent monter jusqu’à plus de 85%. Sur le moyen-long terme ces performances hors valorisation de la chaleur pourraient être fortement améliorées avec un rendement de 80- 85%PCS pour l’électrolyse et de 60 à 75% pour la production de méthane. Le plus haut rendement étant obtenu avec la synergie de l’électrolyse SOEC couplée à un réacteur de méthanation catalytique dont la production de chaleur haute température (350°C) alimente l’électrolyseur.

Performances environnementales

Les études de cycle de vie comparatives manquent sur ce sujet.

Concernant les gaz à effet de serre (GES), il n’y a pas d’émissions directes, et une étude conclut à un bilan en ACV de 25 geqCO2/kWhPCS pour l’hydrogène et une autre à 37 geqCO2/kWhPCS pour le méthane de synthèse3.

Pour l’eau on peut estimer un prélèvement d’environ 0,45 m3/MWhPCS pour l’hydrogène et 0,6 à 1,1 m3/MWhPCS pour le méthane, selon la source de CO2 utilisée, sachant que dans les deux cas, et surtout pour le méthane une bonne partie de l’eau de procédé peut être restituée ou recyclée après traitement.

Performances économiques

Actuellement, la filière hydrogène, avec un coût de production aux environs de 100 €/MWh4, se situe dans la fourchette des tarifs d’achat du biométhane (entre 45 €/MWh à 125 €/MWh, selon la taille de l’installation et les produits méthanisés). Son coût reste néanmoins près de 3 fois plus élevé que le prix de gros du gaz naturel.

La filière méthanation a quant à elle aujourd’hui des coûts situés largement au-dessus de tout type de valorisation dans des conditions de compétitivité, mais elle pourrait être compatible dès 2020 avec les meilleurs tarifs d’achat actuels du biogaz (c'est-à-dire 125€/MWh) s’il y a valorisation des co-produits ou, dans le cas de la méthanation biologique, si la technologie confirme son coût relativement bas.

En 2030, la filière hydrogène resterait environ 2 fois plus chère que les prix de gros du gaz naturel fossile selon les évolutions estimées par l’AIE (34 €/MWhPCS), et le méthane entre 2,8 et 4 fois en fonction de la technologie et de la valorisation ou non des co-produits.

En 2050, les coûts de production de la filière hydrogène serait environ 1,7 fois plus élevés que le prix de gros du gaz naturel fossile (avec toutes les incertitudes associées à cet horizon...), mais pourrait être compétitive si l’on intègre une taxe carbone de 90 €/tCO2, hypothèse retenue dans le scénario AIE 450.

La filière méthane de synthèse se situerait quant à elle dans une fourchette de coût entre 2 et 3,5 fois plus élevé que le prix du gaz naturel fossile. Dans ces conditions une taxe carbone de 220 €/tCO2 serait nécessaire pour compenser l’écart du coût de production avec valorisation de co-produits, et 330 €/tCO2 sans cette valorisation.