GRHYD

Contenu mis à jour le 12/11/2020

Transformer en hydrogène l’électricité d’origine renouvelable

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 la part d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie française.

Partenaires et financement

Piloté par la Engie, le projet GRHYD rassemble 12 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.

GRHYD, un démonstrateur de « power-to-gas » pour le réseau de distribution

GRHYD est un projet multipartenaires piloté par Engie Lab. Le rôle de GRDF est d’examiner comment intégrer l’hydrogène et le gaz naturel dans les réseaux de distribution qu’elle exploite. Le mélange hydro-gène/gaz naturel sera injecté dans une maille très isolée, locale, correspondant à une centaine de logements et un site tertiaire. Techniquement, le démonstrateur GRHYD s’appuie sur de l’électrolyse ; un stockage d’hydrogène sous forme solide, porté par McPhy ; et un poste d’injection, qui réalise le mélange gaz naturel/hydrogène et contrôle à chaque instant le taux de dilution de l’hydrogène avec le gaz naturel avant de l’injecter dans le réseau. 

GRHYD, le premier démonstrateur français « Power-to-Gas » à la maille de la distribution de gaz naturel (Source : GRDF)

Après une phase d’études préalable d’environ deux ans, le projet est 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 pro-portions d’hydrogène variables et inférieures à 20 % en volume, En remplacement du gaz naturel pour une utilisation résidentielle classique (chauffage, etc.).

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

Le volet R&D sur le Power-to-gas

Le projet GRHYD comprend plusieurs travaux de R&D :

  • La compatibilité des équipements du réseau avec le mélange hydrogène/gaz naturel

Il s’agit notamment de tester l’étanchéité des matériels (et plus particulièrement de tous les accessoires électro-soudés comme les détendeurs ou les vannes) et la perméabilité du polyéthylène (le principal ma-tériau utilisé pour les infrastructures de gaz naturel). La molécule de dihydrogène (H2) est beaucoup plus petite que celle du gaz naturel et a donc tendance à s’échapper plus vite. Il importe de s’assurer que cela ne présente pas de risques de sécurité industrielle. Il faut aussi tester les paramètres de fragilisation des matériaux présents sur les réseaux, notamment pour déterminer s’il y a des phénomènes d’usure accélérée en présence d’hydrogène, ainsi que le fonctionnement des compteurs en présence d’hydrogène.

  • La compatibilité des équipements situés en aval du compteur avec le mélange hydrogène/gaz naturel

Les partenaires du projet testent notamment l’étanchéité des installations intérieures dans les logements (flexibles, canalisations en cuivre soudé, canalisations en PLT, robinets, etc.) et le bon fonctionnement des appareils domestiques en présence d’hydrogène (la chaudière et appareils de cuisson).

  • L’adaptation des procédures d’exploitation

Il est essentiel pour les gestionnaires de distribution de s’assurer que les procédures d’exploitation peuvent être adaptées, le plus compliqué étant de détecter les seuils d’explosivité ou d’intervention urgente pour les mélanges hydrogène/gaz naturel. Il importe aussi de vérifier qu’il n’y a pas d’impact sur l’odorisation du mélange ce qui est un élément primordial de la sécurité sur le réseau de gaz.

Les deux grandes voies de valorisation de l’hydrogène via le réseau de gaz (Source : GRDF)

Les objectifs poursuivis par le démonstrateur GRHYD

Les enjeux sont multiples pour GRDF :

  • d’abord, concevoir un poste d’injection innovant permettant de piloter à tout instant le taux de mé-lange gaz naturel/hydrogène ;
  • ensuite, définir des protocoles d’exploitation adaptés au mélange gaz naturel/hydrogène pour ga-rantir la sécurité des agents et des usagers ;
  • enfin, définir le cadre réglementaire permettant l’exploitation d’un réseau de distribution alimenté par un mélange hydrogène/gaz naturel. Les spécifications gaz limite pour l’instant le taux d’hydrogène à 6% dans les réseaux. Passer au-delà nécessitera des adaptations réglementaires. Une réflexion est aussi engagée sur les mécanismes de financement de ces dispositifs d’injection d’hydrogène dans le réseau. Il s’agit d’un sujet complexe car on parle là de mécanismes de couplage de réseaux : dans le cas où le power-to-gas vient rendre un service de stockage intersaisonnier, voire un service d'équilibrage au système énergétique, un tarif d'achat n'est sans doute pas le mécanisme le plus pertinent. En effet, l’hydrogène n’est pas dans ce cas-là produit pour créer du gaz renouvelable mais bien pour rendre un service de flexibilité. La question du mécanisme associé et des modalités de rémunération doit être débattu conjointement avec les acteurs du système électrique (opérateurs de réseau, producteurs d’énergie renouvelable, etc.)

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