La place du gaz dans la neutralité carbone fait encore débat avec, d'un côté, les promoteurs de la décarbonation des réseaux de gaz, de l'autre, les partisans de l'électrification massive des usages. Analysant toutes les pistes pour décarboner les systèmes énergétiques, l'Agence internationale de l'énergie (AIE) organisait, ce jeudi 5 septembre, un webinaire sur les opportunités et les perspectives du e-méthane.

Produit par méthanation, à partir d'hydrogène bas carbone et de CO₂ recyclé, ce gaz de synthèse a l'avantage de pouvoir être injecté dans les réseaux de gaz existants et les infrastructures de stockage sans nécessiter d'adaptations. Il est totalement interchangeable avec le gaz naturel, jusque dans les usages, ce qui n'est pas le cas de l'hydrogène.

« L'e-méthane peut jouer un rôle crucial dans le couplage des réseaux d'hydrogène et de méthane, en facilitant les échanges et en fournissant une solution à grande échelle, avec le stockage saisonnier », estime Gergely Molnar, analyste gaz à l'AIE. Il pourrait apporter de la flexibilité en permettant de stocker pendant plusieurs mois les surplus de production électrique renouvelable. En revanche, ses coûts de production sont encore très élevés et loin d'être compétitifs. Les principales étapes de production, l'électrolyse et la méthanation, engendrent également des pertes d'énergie élevées. Des évolutions technologiques sont attendues et des réductions de coûts, liées à la massification sur toute la chaîne de valeur, sont annoncées.

Production dans les zones abondantes en ENR et export…

Aujourd'hui, si des projets de production émergent aux États-Unis, en Europe ou au Japon, la demande sera déterminante pour enclencher les décisions finales d'investissement, estime l'AIE. Qui de l'électrification des usages, de l'hydrogène ou du gaz vert l'emportera ? Si ce n'est une combinaison des trois…

“ Les coûts de production dépendent directement de ceux de l'hydrogène ; la production massive d'énergies renouvelables est donc clé ” Ryota Kuzuki, Japan Gas Association

Certains y croient fortement, à l'instar du Japon, qui a fixé un objectif très ambitieux de développement du e-méthane, pour atteindre 90 % du gaz présent dans les réseaux en 2050, pour 1 % en 2030. Le gaz naturel est aujourd'hui majoritaire dans les réseaux de gaz urbains nippons. L'objectif est de couvrir 90 % de ces besoins avec l'e-méthane, le reste étant assuré par des usages directs de l'hydrogène et du biométhane. Des projets d'importation d'e-méthane produit aux États-Unis sont envisagés pour répondre à la demande de grands centres urbains, comme Osaka ou Tokyo. « Les coûts de production dépendent directement de ceux de l'hydrogène ; la production massive d'énergies renouvelables est donc clé », estime Ryota Kuzuki, représentant de la Japan Gas Association. D'où l'intérêt d'importer de zones où la production d'électricité renouvelable est massive.

C'est la stratégie retenue également par la société belge TES, déjà très présente sur l'hydrogène : produire dans des régions où les énergies renouvelables et le CO₂ capturé sont abondants, puis utiliser les infrastructures existantes (terminaux GNL ou gazoducs) pour approvisionner les zones à forte demande. « Les coûts de production de l'hydrogène représentent près de 75 % des coûts du biométhane », explique un de ses représentants, Yves Vercammen. Selon ses calculs, la production d'ENR représenterait 41 % des coûts, l'électrolyse 32 %, la méthanation 19 %. En revanche, les coûts de transformation et de transport sont faibles puisque reposant sur des infrastructures existantes. Mais les coûts des ENR et de l'électrolyse sont appelés à chuter, ce qui réduira de fait le coût de l'e-méthane, rappelle Yves Vercammen, mettant en avant plusieurs études qui ont estimé que le coût de production de l'hydrogène baisserait de 50 % d'ici à 2030 et jusqu'à 65 % pour l'hydrogène vert américain. Par ailleurs, alors que l'on pourrait penser que l'e-méthane entre en compétition avec d'autres usages de l'hydrogène bas carbone, l'expert belge estime, pour sa part, que la production massive d'e-méthane permettra aux industriels de bénéficier de la baisse des coûts engendrée sur la production d'hydrogène.

Mais pour faciliter ces échanges, il sera nécessaire d'harmoniser les règles de comptabilité des émissions carbone, qui ne couvrent pas l'e-méthane, souligne Ryota Kuzuki. Des travaux ont déjà été menés à l'échelle de l'ISO sur l'empreinte carbone de ce gaz. Ces règles comptables devront pleinement refléter les baisses des émissions de CO₂ et les bénéfices de son recyclage, estime Yves Vercammen.

… ou production 100 % locale ?

La société finlandaise Ren Gas joue, quant à elle, à domicile avec plusieurs arguments : une électricité renouvelable déjà abondante et abordable, des infrastructures existantes et un marché présent, notamment dans le transport maritime. Un premier projet sera mis en œuvre en 2027 à Tampere, en récupérant le CO₂ rejeté par un incinérateur. L'excédent de chaleur généré de la méthanation sera injecté dans le réseau de chaleur local. Le fournisseur Gasum s'est engagé à racheter l'ensemble de la production (160 GWh) sur le long terme pour ses clients.