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Jupiter 1000 : stocker la production d'électricité renouvelable dans le réseau de gaz

Le démonstrateur Jupiter 1000 prévoit de transformer l'électricité renouvelable en hydrogène et méthane et de stocker l'énergie produite dans le réseau gazier. Ce projet power to gaz sera mis en service à Fos-sur-Mer en 2018.

Energie  |    |  Sophie FabrégatActu-Environnement.com
Jupiter 1000 : stocker la production d'électricité renouvelable dans le réseau de gaz

Le fort développement des énergies renouvelables pose la question de leur intégration dans le réseau électrique. Le démonstrateur Jupiter 1000 va expérimenter une alternative : stocker l'électricité renouvelable dans le réseau gazier, en la transformant en hydrogène et méthane. Alors qu'une vingtaine de projets du même type fonctionnent déjà en Europe, ce démonstrateur power to gaz, d'une puissance de 1 MW, sera le premier à cette échelle en France. Lancé officiellement lors de la COP 21 en décembre 2015, il devrait être mis en service fin 2018 dans la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône).

Sept partenaires ont été réunis autour du transporteur GRTgaz pour réaliser ce démonstrateur : Atmostat, le CEA, la Compagnie nationale du Rhône (CNR), Leroux et Lotz Technologies, McPhy Energy, TIGF et le Grand port maritime de Marseille. Les résultats sont attendus d'ici 2021.

Au carrefour de trois vecteurs d'énergie

Concrètement, ce projet power to gaz vise à absorber le surplus d'électricité d'origine renouvelable produit sur place. Quatre éoliennes exploitées par la CNR sont installées sur le site (10 MW). Cette électricité sera valorisée en hydrogène et en méthane. Deux technologies d'électrolyse vont être testées (membrane PEM et alcaline) pour une puissance de 0,5 MW chacune.

Pour des raisons de sécurité et de performance du réseau, l'injection d'hydrogène est limitée à 6%. La majorité de l'hydrogène produit sera donc transformée en méthane, grâce à l'ajout de CO2 capté à proximité sur des cheminées industrielles voisines.

Ensuite, "le réseau de gaz sera utilisé comme réservoir", explique Patrick Prunet, le directeur de projets de GRT gaz. L'hydrogène et le méthane produits seront en effet injectés dans le réseau gazier pour être consommés plus tard (stockage long terme) ou réutilisés pour produire de l'électricité.

Mais ce projet veut aller plus loin, en s'inscrivant au carrefour des trois vecteurs d'énergie que sont l'électricité, le gaz et la chaleur. La production d'hydrogène a des rendements proches de 70%, celle de méthane de 56%. En valorisant la chaleur produite lors des différents procédés, ces rendements peuvent être fortement augmentés. "Si on se raccorde à un réseau de chaleur, les rendements passent à 90%. Un tel projet est en cours sur le port. Notre objectif est d'avoir une approche globale, systémique", souligne Patrick Prunet. Et si, finalement, le gaz est réutilisé pour produire de l'électricité, un procédé qui génère beaucoup de pertes, la récupération de chaleur pourrait porter les rendements à 90%.

Trouver le bon modèle économique

Outre la validation des différentes techniques, le projet visera à faire émerger des modèles de valorisation économique. Plusieurs pistes vont être étudiées. Tout d'abord, la valorisation du gaz produit. Mais au vu des prix bas de ce marché aujourd'hui, "un tarif d'achat sera nécessaire pour lancer la filière", estime le directeur de projets de GRT gaz. Des travaux vont être menés avec la direction de l'énergie et du climat (DGEC) à ce sujet.

La production de gaz pourra également être valorisée en tant que service système : comme réserve primaire (réglage de fréquence), mobilisable dans un délai très court, ou réserve tertiaire (mécanisme d'ajustement). "Une analyse de RTE devrait nous éclairer sur ces possibilités", indique Patrick Prunet. Les émissions évitées de CO2 pourront également être monétarisées, ainsi que la chaleur et l'oxygène produits lors des différents process si des débouchés sont trouvés.

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