Rien ne se perd, rien ne se crée, tout se transforme. C'est notamment vrai dans le secteur de l'énergie, où faute de pouvoir stocker l'électricité¹ en quantité, il faut bien souvent la convertir en d'autres formes d'énergies pour la rendre stockable. Un défi incontournable alors que l'électricité d'origine renouvelable, souvent intermittente, prend de plus en plus de place dans le mix énergétique. Sur toutes les lèvres, la solution du Power to Gas, après s'être longtemps cherchée un modèle économique, commence à prendre forme.

L'urgence du stockage des EnR

A quelques mois de la COP 21, l'avenir de notre planète occupe l'attention des gouvernements et des médias du monde entier. Objectif : faire mentir les Cassandre en parvenant à un accord international permettant de limiter le réchauffement climatique à 2 degrés par rapport à l'ère préindustrielle.

Pour remplir cet objectif, les solutions envisagées sont claires. Il s'agit de consommer moins et de délaisser progressivement les hydrocarbures et le nucléaire au profit des énergies renouvelables (EnR), censées constituer 30% du mix énergétique français à l'horizon 2030. Ces ambitions sont connues, elles se heurtent cependant à certaines réalités techniques.

Un hic, notamment, est de taille : celui de l'intermittence des EnR. Dépendants des conditions météorologiques, le solaire et l'éolien ne sont d'aucune efficacité les nuits sans vent par exemple. Autre problème, le caractère décentralisé, très éclaté, de ces énergies, inégalement réparties sur le territoire. Les smart grids constituent une partie de la réponse à ces inconvénients, en acheminant l'énergie produite vers les zones peu pourvues en infrastructures ou ne jouissant pas de conditions climatiques propices à tel ou tel moment. Ils ne peuvent cependant pas tout à eux seuls, et des solutions de stockage des excédants d'EnR doivent être trouvées pour éviter qu'elles ne se perdent et optimiser leur présence dans le réseau.

Si l'intermittence de l'électricité d'origine hydraulique peut être facilement compensée par sa facilité à être stockée grâce aux barrages ou aux stations de transfert d'énergie par pompage (STEP), le stockage des énergies solaire ou éolienne est quant à lui encore difficile à mettre en place. Le Power to Gas (P2G) s'impose peu à peu comme une solution viable.

Vers une transformation des EnR excédentaires en hydrogène

Le Power to Gas consiste à transformer les énergies renouvelables en hydrogène ou en méthane de synthèse. Une fois converties en gaz, il est alors aisé de les stocker et les transporter dans les réseaux dédiés.

La France semble pour l'instant préférer la transformation en hydrogène, qui s'effectue par électrolyse, à celle en méthane. Cette option, si elle a l'avantage de bénéficier de l'expertise d'une filière hydrogène très développée dans l'Hexagone, présente toutefois quelques inconvénients. Il n'est en effet possible d'injecter qu'une quantité limitée d'hydrogène (environ 2%) dans le réseau gazier pour diverses raisons, principalement sécuritaires. Une proportion qui devrait se situer à terme entre 20 et 30% en volume (soit 15 à 20% en énergie) selon une récente étude réalisée par le groupement E&E, Hespul et Solagro².

100% miscible avec le gaz naturel, le méthane de synthèse présente pour sa part l'inconvénient majeur d'être pour l'instant bien trop cher pour être compétitif. Dans ces conditions, l'hydrogène, qui présente de meilleurs rendements de conversion électricité/gaz (de l'ordre de 70%, contre 55% pour le méthane) est la solution privilégiée. D'autant que ses rendements ont vocation à augmenter encore pour plafonner entre 80 et 85% de récupération via la méthode par électrolyse.

Présentant des capacités de stockage 300 fois supérieures aux capacités du réseau électrique en France, le P2G-hydrogène, s'il peut donc contribuer à favoriser le recours aux EnR, suppose en parallèle de continuer à s'appuyer sur le gaz naturel. Mettre à la fois en avant des renouvelables et un combustible fossile, n'est-ce pas contreproductif ? En fait pas tant. D'une part parce qu'il serait peu réaliste de prétendre se passer intégralement des énergies fossiles dans un futur proche, nos capacités de production en termes d'EnR étant pour l'instant limitées. D'autre part parce que, quitte à continuer d'avoir recours à une énergie fossile, autant choisir la moins polluante, le gaz naturel émettant en effet 25% moins de CO₂ que le fioul et 50% moins que le charbon. Surtout si cette énergie fossile favorise l'émergence des EnR, ce que ne permettent pas les autres.

Solution d'avenir grâce à la valorisation de l'électricité excédentaire qu'il permet, le P2G est un procédé qui bénéficie actuellement de quelques expérimentations, notamment en France, mais se cherche encore un modèle économique viable. Des pistes sont avancées.

Pistes de financements

Le prix du P2G via la filière hydrogène est actuellement trois fois plus élevé que le prix du gaz naturel, se situant aux alentours de 100 €/MWh, soit peu ou prou le même prix que celui du biométhane (qui évolue dans une fourchette comprise ente 45 €/MWh et 125 €/MWh, selon la taille de l'installation et les produits méthanisés). L'AIE estime que les coûts de production de cette filière devraient être encore deux fois plus élevés que ceux du gaz naturel en 2030, et 1,7 fois plus élevés en 2050. Comment, dès lors, rendre cette filière attractive ?

La France pourrait prendre exemple sur le modèle allemand, qui repose sur les "certificats verts". Chez nos voisins d'Outre-Rhin, ce sont en effet les consommateurs qui vont choisir ou non de s'alimenter en gaz propre et solliciter ainsi le P2G. Mais ce modèle est jugé trop aléatoire par les professionnels français qui, par ailleurs, ne souhaitent pas non plus de financement dépendant des subventions publiques, autre schéma porteur d'incertitudes – les difficultés de la filière photovoltaïque le prouvent.

Les acteurs du marché militent donc pour qu'une exonération de taxes soit mise en place au niveau de la consommation énergétique. Ils préconisent également l'entrée en vigueur d'une facturation pour "service de stockage", qui consisterait à faire payer au réseau électrique le stockage en question. De son côté, l'hypothèse d'une taxe carbone de 90€/tCO₂ remporte les faveurs de l'AIE dans son scénario 450³.

S'il convient de trouver un modèle économique fiable, on le voit, les pistes à explorer ne manquent pas, et les industriels sont de plus en plus convaincus de la pertinence du P2G. En France, Engie a ainsi lancé GRHYD, plateforme d'expérimentation pour l'injection d'hydrogène basée à Dunkerque. Concentrant à elle-seule plus de la moitié de la cinquantaine de projets P2G lancés à travers le monde, l'Allemagne fait office de locomotive. Il y a quelques années, la société Audi développait déjà une usine de conversion de l'électricité verte en gaz, avec pour objectif de fournir du gaz à bas prix pour le secteur automobile. Et dernièrement, c'est l'entreprise ITM Power, spécialisée en systèmes de stockage d'énergie, qui a inauguré à Ibbenbüren son démonstrateur de stockage d'électricité⁴. Les modes de financement du P2G, s'ils doivent faire leurs preuves, ne sont donc pas incertains au point de dissuader les industriels d'investir dans cette technologie, et c'est une bonne nouvelle !

¹ Lire notre dossier sur le stockage de l'électricité
https://www.actu-environnement.com/ae/dossiers/stockage-electricite/developpement-contraintes.php
² Télécharger l'étude
https://www.actu-environnement.com/media/pdf/news-25572-power-to-gas-ademe-grtgaz.pdf
³ Consulter le scénario de l'AIE
http://www.iea.org/publications/scenariosandprojections/
⁴ En savoir plus
http://www.eenews.net/stories/1060024908