Le premier démonstrateur français "Power to Gas" entre en chantier

Le premier démonstrateur français “Power to Gas” entre en chantier

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Peu utilisé jusqu’à présent dans le stockage de l’électricité renouvelable du fait de coûts de production trop élevés, l’hydrogène pourrait néanmoins devenir une technologie clef de la transition énergétique dans l’avenir. Le réseau de transport de gaz français GRTgaz y croit et a lancé pour le démontrer, en collaboration avec 9 partenaires industriels, le chantier du premier démonstrateur français “Power to Gas”, capable de transformer le surplus d’électricité en gaz.

Véritable défi industriel, le premier projet de stockage de l’énergie par l’hydrogène en cours dans l’Hexagone a été lancé lundi 18 décembre. Baptisé Jupoter 1000, ce projet est piloté par GRTgaz et réuni 9 partenaires industriels dans le but de tester la viabilité technico-économique du Power to Gas. Il s’agit ici plus concrètement d’expérimenter la transformation des excédents d’énergie électrique d’origine renouvelable en gaz vert, soit sous forme d’hydrogène, soit sous forme de méthane de synthèse (après captation et stockage de CO2), injecté par la suite dans le réseau de transport.

Produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau

Pour rappel, parmi les options pour stocker l’énergie solaire ou éolienne, la conversion en hydrogène par électrolyse de l’eau consiste à « casser » des molécules d’eau en hydrogène et en oxygène, en utilisant le courant produit par un panneau photovoltaïque ou un mât éolien. L’hydrogène propre peut ensuite être stocké dans des réservoirs, puis être reconverti ultérieurement en énergie électrique, au moyen de piles à combustible par exemple, ou servir de carburant.

D’une capacité de 1 MWe, ce démonstrateur construit à Fos-sur-Mer dans les Bouches-du-Rhône, permettra d’alimenter 150 familles, et le CO2 utilisé pour produire le méthane de synthèse sera récupéré grâce à des capteurs sur les cheminées d’un industriel local. Le démarrage et la mise en service de l’installation sont prévus en 2018, et l’exploitation, les essais et l’analyse des premiers résultats en 2019. Le budget de référence est estimé à 30 millions d’euros, dont « 40% financés par GRTgaz, 30% par ses partenaires, et 30% de financements publics », précise GRTgaz dans un communiqué. Parmi les 9 partenaires industriel, on retrouve notamment les groupes McPhy pour l’électrolyse, Atmostat et le CEA pour la méthanation, Leroux & Lotz pour le captage de CO2, et le CEA (Commissariat à l’énergie atomique) pour la R&D. La CNR fournira quant à elle l’électricité renouvelable qui alimentera le démonstrateur.

Crédits photo : GRTgaz

Rédigé par : La Rédaction

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COMMENTAIRES

  • Il y a environ 10 projets en France, plus de 20 en Allemagne et pas mal d’autres en Europe avec des technologies qui comme en Norvège ont permis une amélioration des rendements, de la durabilité des techniques et la baisse des coûts.

    C’est très certainement un filière à valoriser et soutenir avant que d’autres ne prennent comme d’habitude le marché alors que cette filière est très soutenue et avancée dans certains pays et pas seulement depuis des années au Japon.

    Pour mémoire, une façon peu coûteuse de produire de l’hydrogène « renouvelable » directement en mer avec beaucoup d’avantages que cela apporte (ressource eau directe sans concurrence, pertes de pompage insignifiantes, pas d’espace pris sur les zones habitées, pas de zone Seveso, pas de membranes etc) et premiers essais positifs :

    http://engineering.columbia.edu/news/daniel-esposito-solar-fuels-seawater-electrolysis

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  • Engie est sur la bonne voie ! même si différentes technologies devraient permettre de faire encore baisser les coûts de production et produire localement sans doute plus rapidement que les prévisions souvent un peu trop pessimistes alors que beaucoup travaillent sur ce sujet dans le monde, et alors que les prix du gaz et du CO2 remontent. :

    “Engie prévoit de faire passer l’ensemble de ses activités gazières au biogaz et à l’hydrogène renouvelable d’ici 2050, ce qui la rendra 100 % écologique, a déclaré son directeur général.

    Le groupe dispose de quelque 70 projets de biogaz dans le monde, dont 40 en France, et affirme que si tous ses projets sont approuvés, son investissement annuel dans le biogaz pourrait décupler pour atteindre des centaines de millions d’euros par an.

    Engie, qui a vendu ses activités de gaz fossile dans le cadre d’une restructuration plus large, cherche également à investir dans la production industrielle d’hydrogène par électrolyse de l’eau dans des lieux où l’énergie solaire est bon marché.

    “Nous rendrons progressivement notre gaz plus écologique afin qu’il puisse être 100 % vert d’ici 2050”, a déclaré Isabelle Kocher aux journalistes.

    En mai, Engie a accepté de vendre ses activités d’exploration pétrolière et gazière pour 3,9 milliards de dollars et le mois dernier, elle a vendu ses activités de liquéfaction, d’expédition et de négoce de gaz à Total pour 1,5 milliard de dollars.

    La vente comprenait un accord pour faire d’Engie le fournisseur privilégié de biogaz et d’hydrogène renouvelable.

    M. Kocher a déclaré que le monde se concentrait sur la décarbonisation de l’électricité par le biais des énergies renouvelables, mais que l’électricité ne représente qu’une part mineure de la demande énergétique totale.

    “La majeure partie de l’énergie consommée sert au chauffage, à la climatisation et au transport”. “En déployant massivement du gaz vert, on pourrait décarboniser tout ça.”

    Engie estime que le biogaz issu des déchets agricoles et autres – mais n’utilisant pas de cultures vivrières – pourrait passer d’environ 1 % de la consommation de gaz en France à 10 % d’ici 2025,30 % d’ici 2030 et 100 % d’ici 2050.

    La France compte environ 400 projets de biogaz, mais il faut trop de temps pour les faire approuver, en général jusqu’à deux ans, contre six mois dans les pays voisins, selon Didier Holleaux, responsable des réseaux d’Engie.

    Engie veut produire de l’hydrogène gazeux avec l’énergie solaire par électrolyse de l’eau à un prix qui la rendrait plus compétitive avec le reformage à la vapeur d’eau des hydrocarbures, qui représente 95 pour cent de l’hydrogène produit aujourd’hui et coûte environ 2 euros par kilo, contre 6 euros/kilo pour l’électrolyse.

    La société recherche à l’étranger des gigawatts de capacité solaire pour produire de l’hydrogène, investissements qui nécessiteraient probablement des milliards d’euros, a indiqué M. Holleaux.

    “Dans des endroits comme le désert d’Atacama au Chili, nous pourrions produire de l’hydrogène à l’échelle industrielle et, espérons-le, l’expédier à l’étranger à un prix compétitif, transport compris”, a déclaré I. Kocher. Elle a également indiqué que la société envisageait d’acquérir de nouvelles entreprises dans le domaine de la technologie de l’hydrogène, en particulier l’électrolyse.

    Engie est déjà très présente au Chili, où elle exploite des réseaux électriques, des installations GNL et des actifs d’énergie renouvelable.”

    http://uk.businessinsider.com/r-engie-plans-to-go-green-via-biogas-and-renewable-hydrogen-2017-12

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  • A noter que les prix de l’électricité ont été 103 fois négatifs en Allemagne pour la seule année 2017, non en raison d’une production excédentaire d’énergies renouvelables mais par le manque de flexibilité des centrales nucléaires, des centrales au lignite et des centrales de cogénération.

    De ce fait c’est très profitable aux unités de stockage dont la valorisation augmente en raison inverse de ces prix. Motif à rendre le stockage encore plus rapidement pertinent.

    https://blog.energybrainpool.com/en/already-103-times-negative-electricity-prices-at-the-spot-market/

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