“Power to gas” : solution d’avenir pour stocker l’électro-renouvelable

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 méthan isation, 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

Schématiquement, le déploiement du Power to Gas peut se résumer dans trois phases-clés.

A court / moyen terme, l’hydrogène se présente, en incorporation dans le réseau de gaz dans des proportions maîtrisées (quelques %) et en usage direct sur des marchés de niche (via des piles à combustible notamment), comme une voie de valorisation d’excédents de productions d’électricité renouvelable conséquents.

A plus long terme, une transition vers la production de méthane de synthèse permettrait de lever toutes les limites techniques liées à l’injection et de donner ainsi accès aux stockages souterrains de très grande capacité. En permettant par ailleurs de valoriser le CO 2 issu entre autre de la purification du biogaz obtenu par méthanisation, la méthanation peut également apporter une contribution significative au déploiement massif du gaz renouvelable vers des usages tels que la mobilité ou la chaleur qui apparaissent difficiles à décarboner.

En parallèle de ces développements dans le domaine énergétique, et dès à présent, des potentialités de substitution existent dans les usages industriels de l’hydrogène qui représentent environ 1 million de tonnes par an. En particulier, des usages diffus, de faibles volumes (industrie agro-alimentaire, électronique, etc.) pourraient d’ores et déjà être alimentés par de l’hydrogène produit par électrolyse. Ces potentiels de substitution représentent un enjeu technique et économique pour le Power-to-Gas en développant certaines briques, mais également des enjeux en termes de réduction des émissions de gaz à effet de serre (la production d’hydrogène, essentiellement par vapo-reformage du gaz naturel, génère en France de l’ordre de 10 MtCO2/an).

Ces étapes ne sont pas tant des paliers techniques, dont le passage de l’un à l’autre nécessiterait l’achèvement complet du premier, mais une manière de présenter un développement de plus en plus intégré et systémique du PtG. En pratique, les usages décrits ci-dessus seront amenés à se côtoyer et à se développer au moins pour partie en parallèle.

Objet de l’étude :

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).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.

>>> Accès au résumé de l’étude : ici (.pdf – 0.5 mo)

>>> Accès à l’étude complète : ici (.pdf – 7,44 mo)

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14 Commentaires sur "“Power to gas” : solution d’avenir pour stocker l’électro-renouvelable"

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traonvouez
Invité
Le bilan électricité vers hydrogène apparait dans l’étdue avec des rendements de 79 à 100%; mettons 82%. ENsuite une pile à combustible ferait du H2 vers electricité avec un rendement de 60%; ça fait 49,2% électrique vers électrique tout en bénéficiant du stockage sous forme de gaz. Pas mal mais pas extraordinaire. Une possibilité parmi d’autres: air comprimé avec stockage thermique pour le réchauffage de l’air à la détente, batteries électriques. Je pense pouvoir faire mieux avec électrique vers stockage chaleur haute température vers électricité avec cycle ORC. Si ça vous intéresse, je suis OK pour un projet collaboratif. INSULA… Lire plus »
Lionel-fr
Invité
Voici donc par quel cheminement l’hydrogène se fraye une place dans les cerveaux français. Une bonne vieille étude avec des prévisions approximées toutes choses égales par ailleurs. Je ne cacherai pas que le procédé m’énerve prodigieusement, cela dit s’il n’y a que ce moyen là pour faire le trou, c’est peut-être un mal nécéssaire. Toute la question de l’hydrogène à la française réside dans ses usages. L’article ne mentionne pas la quantité importante utilisée dans l’industrie pétrochimique. Celle ci n’est pas très loquace sur le sujet, il s’agit de ne pas froisser les fournisseurs de gaz, partenaires séculaires. Bon ,… Lire plus »
Papijo
Invité
Avant de vouloir se lancer comme leader d’un “projet collaboratif” en production / stockage d’énergie, il vaut mieux savoir de quoi on parle. Les rendements d’électrolyse de 80% (dans 10, 20 ou 50 ans ?) comme annoncé dans l’étude s’entendent “sur PCS”, les rendements H2 vers électricité de 60% s’entendent eux “sur PCI”. Le rendement global électrolyse + PAC n’est donc pas 49,2%, mais 41,6% ! () Que techniquement, il soit possible de convertir de l’électricité en hydrogène / méthane, tout le monde le sait et l’étude n’apporte rien. Ce qui techniquement pose vraiment problème, ce n’est pas comment grapiller… Lire plus »
b api
Invité
En gros, on transforme et on stocke en gaz H2 ou CH4 un excédent énergétique produit en été pour couvrir les pointes de l’hiver. Pourquoi pas ? Si ce sont des ENR à l’origine. Le raisonnement est différent d’un stockage batteries qui vise plutôt un court terme. Le stockage classique dans des réservoirs d’eau en hauteur peut aider également, sur la production électrique, en s’y mettant à plus grande échelle, avec de meilleurs rendements et moins de risques inhérents aux gaz. Les montagnes françaises le permettent, alors que les Pays-Bas ne peuvent pas le faire par exemple. Le gaz est… Lire plus »
Tech
Invité
à traonvouez, le rendement n’est pas le paramètre important, car si surproduction il y a , elle est perdue! le rendement devient alors infini car à la place de Zero on aura du stockage. là où je vous rejoins, c’est que si solution il y a, elle sera pour être le meilleure, forcément hybride et emploiera un mix de technique incuant le thermique. à lyonel-fr que d’ordinaire j’adule ;o) oui actuellement l’industrie H2 fonctionne à partir de gaz et hydrocarbures, mais il faut bien entamer une transition et tout ce qui multiplie les usagesH2 est in fine bénéfique au stockage.… Lire plus »
Lionel-fr
Invité
Ok , ce qu’il faut comprendre , c’est que l’hydrogène n’a pas attendu que les français se fendent d’une étude de polytechnicien. L’hydrogène, c’est une course mondiale avec de juteux brevets mais un démarrage si lent qu’ils arriveront à expiration avant de donner.. Pour l’instant à part quelques allumés dont je fais partie, la France discute, évalue, débat sur la pertinence et la conformité aux écritures… Les pays qui cartonneront n’ont pas pris le problème par le même bout. Ils ont d’abord décidé de le faire et ensuite ils se sont demandé à quoi ça servirait. Je ne dis pas… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité
“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.” Le problème, c’est que des “excédents d’électricité” (renouvelable ou non), dans un grand système interconnecté réglé à 50Hz comme par exemple l’Europe, ça n’existe pas (ça marche aussi en 60Hz!). La production est à tout moment égale à la consommation. Ce qui existe, c’est de l’électricité “marginale” ( au sens pouvant être produite en plus) à un prix dont Chelya dit par ailleurs qu’il n’existe pas et n’est pas un prix de marché,… Lire plus »
Lionel-fr
Invité
J’ai lu que 2 milliards ont été alloués en allemagne budget 2015 pour le développement de l’hydrogène. Je relie ça aux différents projets de transport par camion à +500bar et à l’injection dans le réseau de gaz.. Cela dit , 2 milliards , c’est beaucoup .. une station d’injection avoisine les 12 millions ai-je ouï quelque part .. Le japon offre un bonus de 15 keuros sur l’achat d’un véhicule hydrogène et autorise le stockage à 850bar sur ses routes notamment à Tokyo. La joint venture d’air liquide au japon installera des dizaines de stations service HH (à +4mln$/unité..) Ce… Lire plus »
Papijo
Invité
Pour ceux qui comprennent l’allemand, une étude réalisée par le “Syndicat de l’industrie chimique” allemande qui conclut que … l’hydrogène d’ENR, même subventionné “normalement”, c’est encore bien trop cher pour pouvoir faire des prévisions de développement industriel. Si même ceux qui en seraient les bénéficiaires refusent d’accepter des subventions pour faire de l’hydrogène ENR “industriel” (sauf des opérations de “démonstration”), c’est qu’il doit y avoir une raison. Lien: Zukunft der Energiespeicher.pdf Il y a un raisonnement que je comprends mal: Pourquoi vouloir rendre les centrales nucléaires flexibles alors que le coût de leur combustible (et donc leur coût marginal) est… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité

Je ne comprends pas l’allemand… Mais bon, le jour où déjà on verra les gros utilisateurs d’H2 (raffineurs notamment) le produire à partir d’electrolyse plutôt qu’à partir de reformage de méthane, ce sera effectivement le signe que peut-être il commence à être possible d’envisager économiquement du P2G pour l’injection sur le réseau (sous forme d’H2 en premier lieu, puis ultérieurement sous forme de méthane). A mon avis, ça va prendre un peu de temps….

Pastilleverte
Invité

Vive l’hybride ! un peu comme pour les voitures où cette solution semble apporter le meilleur compromis (surtout si on roule beaucoup en ville…)

Guydegif(91)
Invité
Extrait de post ci-dessus: ”La méthanation ne peut pas justifier à elle seule l’électrolyse. C’est un raccourci simpliste qui voudrait qu’on emploie un réseau déjà existant et hop ! mais si on s’arrète à cette vision simpliste, ça coûte la peau des fesses alors que le gaz algérien est aligné sur celui de Sibérie et coute des ronds de carotte..”. La méthanation par réaction de Sabatier ou thermolyse ne sera qu’une des nombreuses applications de l’hydrogène et pas la plus rentable tant qu’il restera du gaz en algérie soit un bon bout de temps…” Méthanation = Une des nombreuses appli… Lire plus »
Lionel-fr
Invité
Désolé, mes bots me programment durement ces jours ci.. @chelya Dans les transports, la seule alternative sérieuse à la combustion interne est la pile à combustible parce que son rendement nettement supérieur compense la quantité moindre d’énergie stockée (même à 850bar) En gros c’est un match catalyse versus pyrolyse.. Or la catalyse s’est toujours montrée plus difficile à maitriser mais beaucoup plus intéressante. Ok la PEM n’est pas exactement une catalyse mais elle en a les avantages : T° de travail inférieure (NOx), pas d’imbrulés ni de HAP ni de particules – tous très toxiques Même si l’auto à hydrogène… Lire plus »
Sicetaitsimple
Invité

“Les excédents de production ça n’existe pas”. Vous repreniez quasiment mot pour mot mon post ci-dessus (7/11 à 18:55)! Malheureusement, après ça se gate avec la reprise de vos vieux tubes comme “l’éolienne flexible parce qu’on peut l’arréter” et “les centrales thermiques inflexibles parce que toute la puissance thermique accumulée”. Dommage!

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