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L’hydrogène, vecteur pour la production de gaz vert

L’hydrogène peut être valorisé de plusieurs manières. L’une d’entre elles consiste à injecter ce gaz produit grâce à l’électrolyse de l’eau dans les réseaux de transport ou de distribution de gaz naturel.

Présentation de l’usage : le power-to-gas

La valorisation de l’électricité d’origine renouvelable mettant en œuvre une énergie fatale à caractère aléatoire produite durant les périodes de faible consommation est un des enjeux de la transition énergétique. Le réseau de gaz naturel peut offrir une solution grâce à la conversion de cette électricité excédentaire en gaz, réalisée par le procédé de power-to-gas.

Ce procédé consiste à utiliser l’électricité renouvelable excédentaire pour produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau, voire du méthane de synthèse après méthanation (c’est-à-dire recombinaison de l’hydrogène avec du dioxyde de carbone), puis à injecter cet hydrogène ou ce méthane de synthèse dans les réseaux de gaz naturel.


Source : GRDF

Les réseaux de gaz deviennent ainsi à la fois un lieu de stockage d’énergie et un vecteur de flexibilité pour l’ensemble du système énergétique. Permettant de transformer en gaz les surplus d’électricité, le power-to-gas permet ainsi de créer des passerelles entre les réseaux d’électricité et ceux de gaz naturel. Le power-to-gas peut apporter des services au système électrique et donc participer aux services système, notamment au réglage de la fréquence. Il permet d’éviter des investissements dans des réseaux électriques nécessaires au raccordement de capacités renouvelables nouvelles et de valoriser les investissements déjà faits dans les réseaux de gaz naturel.

Même si l’hydrogène ne peut actuellement être injecté qu’en quantité limitée (20 %) dans les réseaux de distribution et de transport de gaz naturel pour des raisons de sécurité, de risques de fuites, de compatibilité avec les utilisateurs finaux, de compatibilité avec les conduites, etc., cette possibilité donne accès au très grandes capacités de transport et de stockage des réseaux de gaz. En France, les capacités de stockage des réseaux de gaz sont 300 fois plus importantes que celles du système électrique (137 TWh contre 0,4 TWh).

Pour en savoir plus :

Étude portant sur l’hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l’électricité excédentaire, E-Cube Strategy Consultants, septembre 2014

Des exemples de projet

GRHYD, un démonstrateur de power-to-gas sur le réseau de transport de distribution de gaz naturel

En cours d’expérimentation à Dunkerque, le projet GRHYD vise à tester l’injection d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel et la production d’Hythane (carburant composé d’hydrogène et de gaz naturel). Il a pour objectif de transformer en hydrogène l’électricité issue d’énergies renouvelables et produite en dehors des périodes de pic de consommation, pour la valoriser via les usages du gaz naturel (chauffage, eau chaude, carburant, etc.).

Le projet permettra ainsi d’apporter au système énergétique une solution de flexibilité couplant l’électricité et le gaz naturel à travers la production d’hydrogène et d’accroître (indirectement) la part d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie française.

Ce projet a débuté par une phase préalable d’études d’environ deux ans. Il est désormais entré dans la phase de démonstrateur au travers de deux pilotes :

  • un projet de production de carburant Hythane à échelle industrielle. Une station de bus GNV (Gaz Naturel pour Véhicules) sera adaptée au mélange hydrogène-gaz naturel, à hauteur de 6 % d’hydrogène et ensuite jusqu’à 20 % ;
  • un projet d’injection d’hydrogène dans un réseau de distribution de gaz naturel. Un nouveau quartier d’environ 200 logements sera alimenté par un mélange d’hydrogène et de gaz naturel, dans des proportions d’hydrogène variables et inférieures à 20 % en volume, En remplacement du gaz naturel pour une utilisation résidentielle classique (chauffage, cuisson, etc.).

Ces deux pilotes portent sur une durée de 5 ans. Ils permettront d’évaluer la pertinence technique, économique et environnementale de cette nouvelle filière énergétique et de travailler en concertation avec les collectivités et les habitants du quartier.

Piloté par un centre de recherche du groupe Engie (le CRIGEN), le projet GRHYD rassemble douze partenaires, dont, entre autres, GrDF, GNVert, Areva Hydrogène et Stockage de l’énergie, le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), McPhy Energy, l’Institut national de l’environnement industriel et des risques (INERIS), le Centre technique des industries aérauliques et thermiques (CETIAT) et la Compagnie européenne des technologies de l’hydrogène (CETH2).

Le projet a été retenu lors de l’Appel à manifestations d’intérêt (AMI) « Hydrogène et piles à combustible » piloté par l’ADEME dans le cadre du programme des Investissements d’Avenir. D’un montant de 15,3 millions d’euros, il est financé à hauteur de 4,9 millions d’euros par les Investissements d’avenir.

Jupiter 1000 : un démonstrateur de power-to-gas sur le réseau de transport de gaz naturel

Situé à Fos-sur-Mer, le démonstrateur de power-to-gas Jupiter 1000 a pour objectifs de :

  • construire un business model en faisant émerger et en traitant un à un les points durs afin d’atteindre la rentabilité ;
  • valider techniquement l’injection d’hydrogène dans le réseau et traiter la question de l’usage aval de l’hydrogène par les industriels ;
  • préparer le contexte réglementaire (certification d’origine, valeur gaz vert injecté, CO2, taxes, etc.) ;
  • rassembler les acteurs et industriels du secteur pour lancer la filière power-to-gas en France.

Le projet prévoit en premier lieu d’étudier l’injection d’hydrogène, puis, dans un second temps, l’intégration d’un étage de méthanation.

Piloté par GRTgaz et TIGF, le projet rassemble la Compagnie nationale du Rhône (production d’électricité renouvelable éolienne), McPhy Energie (technologies d’électrolyse), le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), Atmostat (méthanation) et Leroux & Lotz (captage et stockage du CO2).

Le projet devrait entrer en service en 2018 et le budget est estimé à 30,3 millions d’euros. Le projet sera en partie financé par le fonds FEDER et par les fonds du programme des investissements d’avenir. La CRE a donné son accord pour couvrir les coûts de GRTgaz par une décision du 22 juillet 2015 a donné son accord.


Source : GRTgaz

Pour en savoir plus :

Présentation du projet par GRTgaz
Délibération de la CRE du 22 juillet 2015 relative au bilan d’exécution du programme d’investissements 2014 et portant approbation du programme d’investissements 2015 modifié de GRTgaz

NaturalHy : étudier l’opportunité d’utiliser les infrastructures existantes d’acheminement du gaz naturel pour acheminer l’hydrogène

Le projet NaturalHy avait pour objectif d’étudier l’opportunité d’utiliser les infrastructures existantes d’acheminement du gaz naturel pour le transport et la distribution d’hydrogène. Plusieurs arguments abondent dans le sens du projet : les réseaux européens de transport et de distribution de gaz naturel sont très denses et la création de réseaux de transport et de distribution d’hydrogène en parallèle des réseaux de gaz naturel coûterait environ 50 milliards d’euros et prendrait au minimum 50 ans.

Dans un premier temps, l’acheminement se ferait avec un mélange de gaz naturel et d’hydrogène. Selon toutes vraisemblances, le mélange serait constitué d’environ 85 % de gaz naturel et de 15 % d’hydrogène. Il constituerait ainsi une approche transitoire permettant de relier les moyens de production centralisés ou décentralisés d’hydrogène (existants ou à venir) avec les consommateurs finaux.

Piloté par Gasunie (gestionnaire du réseau de transport de gaz naturel aux Pays-Bas), il rassemble 39 partenaires de différents États de l’Union européenne, dont des fournisseurs de gaz et des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution (GDF Suez, Naturgas Midt Nord, etc.), des compagnies pétrolières (Total, BP, Shell, etc.), des laboratoires de recherches privés et publics (IFP Énergies nouvelles, CEA, TNO, CSM, Energy research Centre of the Netherlands, etc.), des universités (ENIM, l’université polytechnique nationale d’Athènes (NTUA), Loughborough University, University of Leeds, etc.).

D’un budget de 17 millions d’euros, le projet est subventionné à hauteur de 11 millions d’euros par la Commission européenne dans le cadre du 6e Programme cadre de recherche et développement technologique (PCRDT). D’une durée de 5 ans, ce projet a commencé en 2004 et s’est terminé en novembre 2010.

Pour en savoir plus :

Présentation du projet, Gasunie, mars 2014 (en anglais)

La centrale hybride de Prenzlau (Allemagne)

En 2011, le producteur d’énergie allemand Enertrag a construit à Prenzlau une centrale hybride, comprenant une installation de biogaz, trois éoliennes et un électrolyseur alcalin de 0,5 MW permettant de produire de l’hydrogène à partir de l’électricité provenant des éoliennes lorsque les réseaux électriques ne peuvent pas absorber la production.

En cas de forte demande d’électricité, l’hydrogène est mélangé à du biogaz et transformé en électricité dans deux centrales de cogénération d’une puissance de 350 kW, qui alimente le réseau électrique. En outre, à partir de ce mélange hydrogène-biogaz, les centrales de cogénération produisent de la chaleur qui peut être elle aussi utilisée.

L’hydrogène peut également être injecté dans le réseau de gaz naturel et alimenter des stations-services de recharge pour véhicules électriques. L’installation est couplée à une centrale biogaz, qui injecte de l’électricité sur le réseau lorsque la demande est plus importante.

Afin d’optimiser le pilotage de l’installation dans tous les scénarios d’utilisation, Enertrag a développé un logiciel de pilotage qui analyse en permanence l’ensemble du système en prenant en considération tous les paramètres pertinents afin de déterminer quelle énergie produire. En fonction des besoins, la centrale électrique dispose de différents modes de fonctionnement :

  • production d’hydrogène : dans ce mode de fonctionnement, la centrale électrique hybride est pilotée comme une installation de production d’hydrogène. L’objectif consiste alors, à l’aide des composants existants et de l’énergie potentielle disponible (profil de vent), à produire la plus grande quantité possible d’hydrogène ou au moins une quantité garantie ;
  • charge de base : ce mode de fonctionnement a pour objectif de garantir une puissance électrique constante, indépendamment des conditions de vent. Les variations du profil du vent sont compensées par la centrale électrique hybride. Pour cela l’énergie produite supérieure à la demande est transformée en hydrogène et provisoirement stockée. Dans les phases de vent faible, l’hydrogène est utilisé avec le biogaz pour la production d’électricité dans les moteurs de cogénération. Du point de vue du réseau d’alimentation en énergie électrique, la centrale hybride se présente comme une centrale de base ;
  • prévision : ce mode de fonctionnement doit permettre de suivre si possible de façon précise la prévision de rendement de la centrale hybride. Cela signifie pour l’exploitant du réseau que le rendement de l’installation est très précisément planifiable ;
  • charge maximale : dans ce mode de fonctionnement, la puissance d’alimentation est définie par l’objectif d’achat de l’électricité restituée au réseau (par ex. par l’EEX). Si des achats minimums fixés à l’avance sont dépassés, alors la centrale hybride soutient le réseau. Le reste du temps, l’énergie éolienne est provisoirement stockée ou alimente directement le réseau.

L’électrolyseur a été construit par McPhy Energy. La mise en œuvre du projet a été soutenue par l’Union européenne, le Land de Brandebourg ainsi que le Ministère allemand des transports, de la construction et de l’aménagement du territoire, la Deutsche Bank, Total et Vattenfall. Le coût du projet s’élève à 21 millions d’euros.


Source : Enertrag

À la suite à la réussite de ce premier projet, Enertrag prévoit la construction d’une seconde centrale hybride power-to-gas/biogaz en France, cette fois-ci couplée à une ferme solaire de 60 MW. Enertrag et la communauté d’agglomération de Cambrai ont signé une lettre d’intention fin 2012 pour la réalisation de ce projet. (Source : Sia Conseil)

Pour en savoir plus :

Plaquette de présentation du projet, Enertrag

L’usine e-gas d’Audi à Werlte (Allemagne)

Sur son site de Werlte en Allemagne, le constructeur automobile Audi s’est lancé depuis juin 2013 dans la fabrication de voitures roulant au méthane de synthèse.

Ce méthane de synthèse, appelé « e-gas », est également produit par Audi sur ce site grâce à l’investissement du constructeur automobile dans une installation de power-to-gas de 6 MW, appelée Audi e-gas, composée de trois électrolyseurs qui produisent de l’hydrogène grâce à de l’électricité renouvelable et d’une installation de méthanation qui en combinant l’hydrogène (H2) et le dioxyde de carbone (CO2) produit du méthane de synthèse (CH4). Il est ensuite injecté dans les réseaux de gaz naturel existants et transporté jusqu’aux stations-service où il est distribué. L’usine doit produire près de 1 000 tonnes de gaz par an, utilisant près de 2 800 tonnes de CO2, ce qui équivaut selon Audi à la quantité de CO2 qu’une forêt de plus de 220 000 hêtres absorbe en un an et permettant d’alimenter 1 500 voitures par an (roulant en moyenne 15 000 kilomètres par an).

Le projet a été réalisé en partenariat avec une PME locale ETOGAS6 (ex-SolarFuel) et l’institut de recherche Fraunhofer IWES.

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