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Point de vue d’Anthony Mazzenga (GRDF) :

Les problématiques de l’injection d’hydrogène dans un réseau public de distribution naturel sont différentes de celles d’un réseau public de transport de gaz naturel.

Comme GRTgaz, GRDF trouve dans l’hydrogène un vecteur énergétique nouveau pouvant faire le pont entre les autres vecteurs énergétiques (gaz, électricité, chaleur). GRDF mise, notamment, sur la transformation d’un vecteur électrique en un vecteur gaz, que ce soit de l’hydrogène (seul ou en mélange avec du gaz naturel) ou, pour des questions techniques, du méthane de synthèse.

Dans les réseaux de distribution de gaz naturel, l’hydrogène ne constitue pas une nouveauté mais un lointain retour en arrière. En effet, au XIXe siècle le gaz de ville était un mélange d’hydrogène et d’hydroxyde de carbone. Certains des réseaux encore en exploitation ont d’ailleurs déjà connu cette molécule, mais dans un contexte d’usage du gaz, de sécurité et de régulation très différent du contexte actuel. C’est pourquoi l’hydrogène ne « fait pas peur » au gestionnaire du réseau public de distribution de gaz naturel GRDF. Cependant, son développement pose des questions en termes d’intérêt économique et de sécurité.


Source : GRDF

L’étude de l’ADEME « 100 % énergies renouvelables en 2050 » est une étude centrée exclusivement sur le vecteur « électricité ». Cette étude montre qu’il est possible de se passer de la brique power-to-gas dès lors que la proportion d’EnR dans le mix énergétique ne dépasse pas 80 %, en faisant appel à différentes sortes de flexibilité (flexibilité sur la demande, stockage de court terme). Cependant, lorsque cette proportion est dépassée, l’ADEME recommande de faire appel au « stockage intersaisonnier », c’est-à-dire au power-to-gas, parce que ce dernier permet de stocker des quantités importantes d’énergie sur des durées très longues. À ce jour et jusqu’en 2050, aucune autre technologie de stockage d’électricité ne pourra remplir cette fonction. En effet, les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) permettent de stocker de l’ordre de 10 GWh d’énergie tandis que le système gazier actuel permet de stocker près de 130 000 GWh.

Cependant, cette étude n’est pas optimale parce qu’elle est centrée uniquement sur l’électricité, et GRDF est persuadé que le power-to-gas-to-power n’est pas la technologie la plus pertinente. Il est possible de trouver des optima économiques de l’hydrogène plus intéressants avec d’autres usages, comme celui de la mobilité.


Source : GRDF

L’étude « power-to-gas » commandée par l’ADEME, GRTgaz et GRDF indique une nouvelle fois que le power-to-gas est incontournable dans tous les scénarios de réduction massive des gaz à effet de serre et de pénétration élevée des énergies variables (24 scénarios européens étudiés).

Le besoin de mettre en œuvre le power-to-gas à échelle industrielle n’apparaît pas en France avant 2025 à 2030. Cela n’empêche pas de se positionner dès à présent sur ces briques technologiques, de lancer des démonstrateurs pour prendre de l’avance afin qu’à l’horizon 2030, la France soit capable de faire des déploiements industriels avec ses propres compétences.

Cette échéance de moyen terme peut être mise à profit pour préparer le développement et l’intégration des briques technologiques du power-to-gas et d’élaborer son cadre législatif et économique.

La première de ces briques, la brique « électrolyse de l’eau et injection dans le réseau », est la brique la plus simple. C’est une solution mature pour la production d’hydrogène et c’est le procédé le plus simple donc économiquement le plus rentable.

La difficulté majeure est d’accepter l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel. En effet, aujourd’hui, les spécifications indiquent que le gaz naturel peut contenir jusqu’à 6 % d’hydrogène en volume et 2 % en énergie. C’est une limite forte qu’il convient de reconfirmer et de tester pour déterminer si elle peut être dépassée. C’est ce que GRDF teste dans le projet GHRYD.


Source : GRDF

Cependant, si cette limite ne peut pas être dépassée, la brique « méthanation » apporte une solution idéale vue de l’opérateur de réseau puisqu’est injecté dans le réseau du méthane de synthèse qui a les mêmes spécifications que le gaz naturel. Cette brique ajoute tout de même des pertes et des coûts.


Source : GRDF

Le projet GRHYD

À travers le projet GRHYD, GRDF explore différentes voies technologiques. Situé à Dunkerque, ce projet vise à valoriser les surplus d’électricité de source renouvelable variables (éolien et solaire) par électrolyse. Cet hydrogène a deux finalités :

  • un démonstrateur qui utilise l’hythane (carburant composé de gaz naturel et d’hydrogène jusqu’à 20 %) pour la mobilité. Ce carburant peut être utilisé dans des véhicules aujourd’hui conçus pour rouler uniquement au gaz naturel. La communauté urbaine de Dunkerque a déjà des véhicules roulant au gaz naturel qui peuvent être alimentés en hythane. La Communauté urbaine a décidé de renforcer sa flotte en commandant des bus roulant à l’hythane à IVECO ;
  • injection de 20 % d’hydrogène en volume dans le réseau de distribution. Cette injection se fait dans un quartier neuf en cours de construction et donc dans un réseau de distribution de gaz naturel neuf dans lequel le GRD maîtrisera l’ensemble des paramètres. En effet, il faut que le GRD s’assure des conditions de sécurité sur l’ensemble de la chaîne. Par la suite, le GRD pourra travailler sur les réseaux existants où il y a une diversité de matériels, d’équipements et donc plus de problématiques de compatibilité de ces matériaux avec l’hydrogène.


Source : GRDF

Les objectifs du projet GHRYD sont d’étudier la faisabilité technique de l’injection d’hydrogène, d’évaluer la performance des systèmes de production et de stockage d’hydrogène, et de mesurer l’acceptabilité sociale auprès des usagers des bus et de ceux du gaz naturel dans le quartier, les résultats économiques et environnementaux.

Pour GRDF, l’objectif est très concret. Il s’agit de concevoir un poste d’injection hydrogène de la même façon qu’a été conçu le poste d’injection biométhane. Il faut adapter les postes actuels pour préfigurer le déploiement industriel de l’hydrogène avec une prestation d’injection d’hydrogène dans le réseau, mettre au point les protocoles d’exploitation et de sécurité liés à l’exploitation d’une réseau de distribution d’un mélange hydrogène/gaz naturel et définir le cadre réglementaire.


Source : GRDF

Les partenaires du projet sont multiples. Le projet est coordonné par le Centre de recherches gaz et énergies (CRIGEN) d’Engie et il était important d’associer les collectivités territoriales au projet.


Source : GRDF

Le projet a déjà bien avancé. Actuellement, les membres du consortium dans la phase de construction de l’installation et GRDF travaillent plus particulièrement au dimensionnement et à la conception du poste d’injection.


Source : GRDF

En parallèle de GRHYD, GRDF teste d’autres optimisations en lien avec le biométhane, qui est une filière en très forte croissance actuellement. En effet, il serait intéressant de récupérer le CO2 produit lors de la méthanisation pour le coupler à l’hydrogène afin de générer du méthane de synthèse.

De même, GRDF travaille sur la gazéification de la biomasse qu’il serait possible de coupler avec la méthanation et l’hydrogène. Ces mélanges permettraient d’avoir des optimisations de rendement.


Source : GRDF

Anthony Mazzenga
22 septembre 2015






Anthony Mazzenga est Délégué Stratégie à la Direction Stratégies et Territoires de GRDF.




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