L’équilibre entre l’électricité produite et injectée et l’électricité consommée est fondamental pour la sécurité du réseau électrique. En cas d’injection supérieure au soutirage, la fréquence augmente et crée un danger pour les centrales de production d’électricité. A contrario, une production d’électricité inférieure à la consommation empêche d’alimenter tous les consommateurs en même temps.
C’est pourquoi, les gestionnaires de réseaux interviennent à chaque instant pour maintenir cet équilibre précaire inhérent à la nature non stockable de cette énergie. La difficulté de cet exercice a été accrue ces derniers temps par le raccordement massif de capacités de production fluctuantes au réseau. C’est le cas des énergies éolienne ou photovoltaïque qui sont dépendantes des conditions climatiques et augmentent les risques de décorrélation entre les périodes de production et de consommation tout en créant des surplus de production.
Il existe des sources d’énergies primaires qui sont, elles, stockables et peuvent permettre de résoudre ces problèmes d’équilibre entre offre et demande, c’est le cas du gaz. En France, les capacités de stockage de gaz sont 300 fois plus importantes que celles du réseau électrique (137 TWh contre 0,4). Un nouveau concept a donc émergé récemment : récolter le surplus d’électricité, produit par les énergies renouvelables ou par l’électricité nucléaire la nuit, et le convertir en un autre vecteur énergétique comme le gaz. Ce concept est appelé dans le monde anglo-saxon « Power-to-gas».
Cette valorisation de l’électricité excédentaire est possible grâce à la réaction d’électrolyse qui convertit l’électricité en énergie chimique sous forme de gaz hydrogène (H2), par décomposition de molécules d’eau (H2O). Toutefois, la quantité d’hydrogène injectable sur le réseau de distribution de gaz est limitée actuellement à quelques pourcents pour des raisons de sécurité et de compatibilité technique. Dans cette perspective, la réaction de méthanation (à ne pas confondre avec la méthanisation) représente une étape supplémentaire permettant de créer du méthane (CH4) grâce à un ajout de dioxyde de carbone (CO2) pour former du méthane de synthèse, 100% miscible avec le gaz de ville. Recyclage du CO2 et stockage de l’électricité sont ainsi réalisés conjointement.
A la sortie de l’unité de méthanation industrielle, trois alternatives de valorisation du gaz de synthèse sont envisageables : une utilisation « matière » (à des fins industrielles ou comme carburant), la production d’électricité ou encore l’injection de gaz de synthèse dans le réseau de gaz naturel. Les deux premières solutions impliquent l’investissement dans des systèmes de stockage encore coûteux et non adaptés à un usage décentralisé.
La troisième utilisation, par injection directe dans les réseaux de distribution ou de transport de gaz pour une utilisation diffuse, offre une réelle synergie avec les infrastructures existantes et un large éventail d’utilisations possibles :
- chaleur (chauffage résidentiel/tertiaire ou industriel, eau chaude sanitaire, cuisson,…) ;
- matière première de l’industrie chimique ;
- mobilité via des véhicules à moteurs adaptés pour fonctionner au méthane (Gaz Naturel Véhicule, GNV) ;
- production d’électricité.
Une étude financée conjointement par les acteurs GrDF, GRTgaz et l’ADEME en 2014 aboutit à un scénario possible de développement de 1 200 à 1 400 MW de capacité de Power-to-Gas installée en 2030, pouvant valoriser entre 2,5 et 3 TWh d’électricité et produire entre 1,8 et 2 TWh de gaz de synthèse. Cette production de gaz de synthèse atteindrait même en 2050 de 14 à 46 TWh, soit 7 % de la consommation de gaz.
Quelques données de coûts prospectifs sont présentées également dans une étude menée par GRTgaz en 2013, qui prévoit des taux de rentabilité interne (TRI) pour l’injection de l’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel de l’ordre de 10 %. Ces chiffres sont encourageants pour cette technologie même si les données sont à relativiser car elles nécessitent une constante réactualisation en fonction des évolutions de projection des mix énergétiques des différents pays et des coûts de l’énergie. Les hypothèses prises dans cette étude supposent une réduction du coût des électrolyseurs (400€/kW contre 1 200€/kW aujourd’hui), une installation d’électrolyse non assujettie au tarif d’utilisation du réseau (TURPE) et un prix de l’électricité avantageux.
A ces gains peuvent s’ajouter des bénéfices dont la traduction économique est plus délicate : une réduction du déséquilibre de la balance commerciale française et une moindre dépendance énergétique aux importations de méthane.
Les projets mêlant électrolyse et méthanation pourraient se révéler également plus prometteurs grâce à leur combinaison avec, par exemple, des projets de production de biogaz qui nécessite d’être épuré (séparation du CO2 et du biométhane) avant l’injection au réseau de gaz naturel. Ce CO2 coproduit et « capturé » lors de la production du biométhane pourrait donc être utilisé en aval pour alimenter un procédé de méthanation, évitant ainsi des investissements importants de capture de CO2.
GDF Suez s’intéresse fortement au potentiel de ce concept. Le groupe coordonne le projet GRHYD qui vise notamment à évaluer entre 2017 et 2023 la rentabilité d’injection d’hydrogène dans un réseau de gaz qui desservira 200 logements à Dunkerque. Un autre volet du projet consiste à tester la faisabilité et la viabilité économique d’un nouveau carburant appelé Hythane, composé de GNV (Gaz Naturel pour Véhicule) et de 6 à 20 % d’hydrogène créé à partir d’électrolyse de l’eau. La communauté urbaine de Dunkerque a choisi de tester ce nouveau carburant sur sa flotte de bus roulant déjà au GNV.
D’autres projets expérimentaux sont en cours dans plusieurs pays anticipant un accroissement des problématiques de surplus lié à la part croissante des productions renouvelables fatales intermittentes. En Allemagne, E.ON a démarré en 2013 l’exploitation d’une centrale Power-to-Gas. Basée dans une région fortement productrice d’énergie éolienne, la centrale absorbe le surplus de production du parc éolien voisin grâce à la mise en place d’une installation de production d’hydrogène par électrolyse raccordée au réseau de transport de gaz naturel. Au Royaume-Uni, le réseau de transport de gaz anglais National Grid a signé un contrat avec ITM Power, un équipementier d’électrolyseur, pour évaluer l’opportunité du déploiement de la technologie Power-to-Gas sur leur réseau.
Ces expérimentations permettront d’évaluer et d’améliorer les actuelles performances énergétiques, économiques et environnementales de la filière Power-to-Gas. Toutefois, un cadre réglementaire adapté, une vision plus claire de l’organisation du marché de l’électricité -qui montre aujourd’hui ses limites avec la fermeture des moyens de production de pointe les plus modernes et les moins émetteurs par manque de rentabilité- ainsi que des alliances entre des acteurs gaziers et électriques sont des facteurs encore à réunir pour permettre de lancer une filière française du Power-to-Gas.
Mais le concept de « Power-to-Gas » apparait comme une pierre supplémentaire à l’édifice de la transition énergétique et une carte supplémentaire à jouer pour GrDF et GRTgaz.
