En poursuivant votre navigation sur ce site, vous acceptez l'utilisation de cookies. En savoir plusFermer
Actu-Environnement

Transition énergétique : le choix du vecteur, c'est maintenant

Pour développer fortement les énergies variables, la France devra s'appuyer sur le vecteur gaz, estime une étude publiée par l'Ademe. Mais auparavant, le modèle énergétique devra évoluer, le cadre économique et réglementaire être adapté.

Energie  |    |  Sophie Fabrégat Actu-Environnement.com

Aujourd'hui, il est classique d'entendre qu'au-delà de 30% d'énergies variables raccordées au réseau, la sécurité électrique française n'est plus assurée. Des solutions existent pour accroître la flexibilité du système électrique (adaptation de l'offre et de la demande, Step, interconnexions, effacement…), mais celles-ci sont limitées par des contraintes techniques, économiques, sociétales…

Pour aller au-delà de cette barrière de 30%, une seule solution : la conversion de l'électricité en gaz stockable, estime une étude publiée fin octobre par l'Ademe, GrdF et GRTgaz. Après avoir analysé des scénarios prospectifs français et européens, l'étude conclut que le power to gas est une solution incontournable à moyen ou long terme pour engager une véritable transition énergétique.

Un changement de paradigme

Si le concept du power to gas a émergé récemment en France avec la publication du scénario négaWatt, "il n'en va pas tout à fait de même dans les autres pays européens, notamment ceux où la question de la transition énergétique est posée de manière plus nette et connaît parfois déjà un début de mise en œuvre à travers des décisions politiques". Ainsi, les pays ayant fait le choix d'un développement massif d'énergies renouvelables (EnR) intermittentes, comme le Danemark ou l'Allemagne, misent sur l'hydrogène (H2) et la méthanation (CH4) afin d'intégrer les nouvelles capacités de production d'électricité renouvelable.

Le principal enjeu est de "valoriser les excédents de production d'électricité de longue durée et de grands volumes". Lorsque la production d'électricité d'origine renouvelable (et variable) atteint des taux de pénétration de 40 à 50%, un stockage inter-saisonnier est nécessaire afin de mettre en adéquation production et consommation.

Dans un tel scénario, les technologies de stockage utilisant le vecteur gaz apparaissent "comme la seule famille de solutions aujourd'hui crédibles pour répondre en termes quantitativement adéquats aux enjeux techniques et économiques d'un tel besoin", analyse l'étude. Leur avantage : les infrastructures existent déjà, elles "représentent des capacités de stockage considérables immédiatement disponibles à coût marginal", chiffrées à plusieurs dizaines de térawatt heures.

En se basant sur différents scénarios de transition énergétique, visant une réduction des émissions de gaz à effet de serre et un développement des EnR, l'étude estime que le power to gas sera nécessaire à l'horizon 2025-2030 en France. Un laps de temps utile puisque les différentes technologies doivent arriver à maturité. Mais pas seulement : le power to gas nécessite une autre vision du système énergétique français, impliquant une meilleure coordination de la gestion des principaux réseaux (électricité, gaz et chaleur) et un développement important du vecteur gaz pour l'ensemble des usages (chaleur, mobilité, cuisson…). Autrement dit, le contraire de la tendance actuelle : les usages électriques se multiplient, souvent au détriment du gaz.

Hydrogène à court terme, méthane à moyen-long terme

"Le power-to-gas ne constitue pas à proprement parler une « technologie de rupture » dans le sens où il ne fait finalement qu'assembler ou réassembler d'une façon originale un ensemble de briques techniques déjà bien maîtrisées et depuis longtemps, même si certaines variantes auxquelles il peut faire appel sont très innovantes ou embryonnaires", indique le document. L'électrolyse, le stockage et l'utilisation de l'hydrogène, le captage du CO2, la méthanation, l'injection dans le réseau, la valorisation des co-produits sont "à un stade de maturité industrielle ou de développement technologique suffisant pour avoir la certitude qu'une ou plusieurs solutions seront disponibles" à moyen terme.

Toutefois, estime l'étude, il est trop tôt pour évaluer quelle technologie émergera demain : des efforts de R&D dans la plupart des domaines concernés et la réalisation de démonstrateurs de taille significative restent nécessaires.

Néanmoins, si la conversion de l'électricité en hydrogène devrait, dans un premier temps, être utilisée, "à 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", note l'étude. Les possibilités d'injection de l'hydrogène sont actuellement limitées à 2% (en énergie) pour des raisons techniques et de sécurité. A plus long terme, "il semble difficilement envisageable qu'elle[s] dépasse[nt] 20 à 30% en volume soit 15 à 20% en énergie, ce qui constitue de fait un facteur limitant". La méthanation, qui nécessite une étape supplémentaire, présente quant à elle l'avantage de "former du méthane de synthèse (CH4), 100% miscible avec le gaz naturel".

Afin d'accélérer le déploiement de solutions technologiques, l'étude recommande aux pouvoirs publics de soutenir le déploiement de démonstrateurs à grandeur réelle (en levant notamment les freins réglementaires actuels) et de lancer, à l'échelle européenne, un programme de R&D à moyen - long terme. Les recherches devront notamment lever plusieurs verrous : développement du vecteur gaz dans les transports, sensibilité des turbines à gaz à l'hydrogène, impact de la présence d'hydrogène dans le gaz pour les cavités salines…

Les conditions nécessaires à l'émergence du power to gas

Parallèlement, un groupe de travail "similaire à celui œuvrant sur l'injection de biométhane", devra plancher sur un cadre réglementaire, économique et technique et définir une feuille de route pour la filière.

"Sans en faire un préalable absolu à son développement, la question du positionnement du power-to-gas dans le système énergétique dans son ensemble sera sans nul doute un élément déterminant de la contribution qu'il sera en mesure d'apporter à la transition énergétique". Les opérateurs ont en effet besoin de visibilité sur l'évolution de ce marché, notamment concernant les mécanismes de soutien aux EnR, l'évolution du prix du carbone, les soutiens aux modes de transport…

Enfin, la question d'une collaboration des gestionnaires de réseaux de transport électriques et gaziers, "ainsi d'ailleurs qu'entre GRD (gestionnaires de réseaux de distribution) à des échelles géographiques pertinentes de l'ordre de la région, devrait être renforcée et mise à l'ordre du jour des réflexions et des travaux actuels et futurs autour de la transition énergétique". En France, ces réseaux sont historiquement cloisonnés, souligne l'étude, alors qu'au Danemark, ils sont gérés par un opérateur unique : "La concurrence souvent stérile entre ces deux vecteurs n'a pas cours dans ce pays où elle est remplacée par l'évidence de leur complémentarité (ainsi d'ailleurs qu'avec les réseaux de chaleur qui alimentent plus de la moitié des bâtiments)".

Réactions6 réactions à cet article

 

"Toutefois, estime l'étude, il est trop tôt pour évaluer quelle technologie émergera demain : des efforts de R&D dans la plupart des domaines concernés et la réalisation de démonstrateurs de taille significative restent nécessaires."

Pour bien connaître la question pour y avoir travailler, la phrase en dit long. Il faut comprendre, "on n'a pas de solution crédible aujourd'hui". En effet, le problème n'est pas l'hydrogène ou le méthane, mais les rendement de ces réactions. Tout le monde sait qu'on obtient un rendement de l'ordre du 1/3 quand on brûle un gaz pour obtenir de l'énergie électrique. Mais dans l'autre sens, on arrive toujours pas à 20% dans tous les prototypes testés (que ce soit en Norvège, Danemark, Allemagne ou France). Alors quand on on utilise de l'électricité pour la transformer en gaz puis à nouveau en électricité, les lois de notre ancêtre Carnot nous disent que le rendement sera de 0,2 x 0,33 soit moins de 10%.
Si ça c'est une solution, il faudra que 9 personnes sur 10 disparaissent.
Mais bon les gens de négawatt vont encore me ressortir l'argument massue: "c'est faux et on va trouver si vous vous n'y arrivez pas". Bon courage et j'attends.

zaravis | 05 novembre 2014 à 12h02
 
Signaler un contenu inapproprié
 

Je rejoins zaravis en insistant sur la nécessité de prendre en considération les principes de la thermodynamique quand on cause d'énergie. A défaut, on reste dans l'incantatoire, la prédication voire un certain charlatanisme.
Un rêve: associer sociologie et politique à la physique.
Au boulot donc et, par pitié, arrêtons le "Yakafokon" pour travailler sérieusement...
Courage à tous.

Albatros | 06 novembre 2014 à 19h13
 
Signaler un contenu inapproprié
 

Les gens qui travaillent activement sur le sujet ne sont pas nombreux donc zaravis ne peut pas avoir travaillé plus qu'un simple powerpoint...

Le P2G est inutile si l'on veut passer aux énergies renouvelables pour faire l'ensemble de nos besoins d'électricité ou de chaleur. Le P2G est une technologie qui a pour but de nous permettre d'avoir une solution pour faire du carburant et des matières chimiques d'origine renouvelable. L'alternative c'est donc d'enterrer des végétaux et d'attendre quelques millions d'années qu'ils se transforment en pétrole...

Stein | 07 novembre 2014 à 13h50
 
Signaler un contenu inapproprié
 

@Zaravis
Vous vous trompez sur les rendements de l'électrolyse, qui se situent plus aux alentours de 70%/80%.
De même, 33%, c'est le rendement d'une turbine à gaz, mais dans le cas d'une pile à combustible ou même d'une centrale gaz à cycle combiné on est plutôt autours de 60%.
Donc au final le rendement global se situe aux alentours de 50%.
Ces rendements sont nettement plus bas que le maximums théorique de Carnot ...
Bon cela dit c'est quand même 50% d'énergie gachée...
Donc pour moi power to H2 d'accord mais pour le mettre dans nos voiture (ou au moins, d'ici là, dans nos usines qui pour l'instant font du H2 par crackage du méthane...), pas pour en refaire de l'électricité de réseau ou encore pire du méthane !

Seb | 07 novembre 2014 à 17h41
 
Signaler un contenu inapproprié
 

@ Seb | 07 novembre 2014 à 17h41
Un panneau solaire coûte en énergie à sa fabrication le tiers de ce qu'il sera capable de produire au cours de sa vie. Ca fait déjà un rendement énergétique de 65% avant de commencer à produire le moindre électron. Notons que c'est un des freins à leur développement rapide car on n'a tout simplement pas l'énergie pour les produire sauf au détriment d'autre chose (rappelons que si on se ramène au monde l'électricité solaire se situe à moins de 1%, ce qui cache la forêt).
Maintenant, les fameux 80% de rendement qu'on trouve souvent de bonne fois, c'est entre l'énergie électrique entrant dans les électrodes et le gaz produit. Mais à haute dose, ça chauffe tout ça et l''énergie thermique ne sert pas à grand chose à part chauffer les oiseaux. le rendement entre l'électricité sortant du panneau et l'H2 produit, c'est un petit 60%. Ensuite, il faut stocker l'hydrogène et la compresser. La encore on utilise un moteur électrique qui consomme et un compresseur qu'il faut refroidir avec un circuit spécifique. Et pour construire ces appareils et les faire tourner, il faut consommer de l'énergie.
Après, il faut la machine inverse qui transforme l'H2 en chaleur et un alternateur et la on retombe dans le classique 37%.
Enfin, vous faite le produits de tous ses rendements en n'occultant surtout pas les énergie de fabrication des appareils car quand on disperse les points, ce facteur prend rapidement une proportion prépondérante.
Vous arrivez à plus de 10%?

zaravis | 20 novembre 2014 à 22h56
 
Signaler un contenu inapproprié
 

Des estimations ont été faites avec une vue sur les coûts de la chaine de transformation P2P.
On retrouverait à peu près les 10% de zaravis.
Si on part de l'électricité éolienne terrestre à 82 euros du MWh on serait à 820 euros HT retour réseau, et pour l'éolien en mer à 220 euros le MWh on revient à l'électricité après le parcours complet à 2200 euros HT du MWh retour réseau ...
soit 50 fois plus cher que le prix moyen de l'électricité actuelle en Europe.
A part des idéologues de la décroissance...

ITC78 | 26 novembre 2014 à 14h49
 
Signaler un contenu inapproprié
 

Réagissez ou posez une question à la journaliste Sophie Fabrégat

Les réactions aux articles sont réservées aux lecteurs :
- titulaires d'un abonnement (Abonnez-vous)
- inscrits à la newsletter (Inscrivez-vous)
1500 caractères maximum
Je veux retrouver mon mot de passe
[ Tous les champs sont obligatoires ]
 

Partager