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11.12.2015 - Territoire

Le premier démonstrateur français Power-to-Gas à Fos-sur-Mer

GRTgaz, l’un des leaders européens du transport de gaz naturel, a confirmé lors de la COP 21 le choix de la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer pour installer la première unité expérimentale en France du procédé Power-to-Gas. Une très bonne nouvelle pour Piicto. Décryptage.

L’annonce n’a pas été relayée à la hauteur de son enjeu (GRTGaz avait certes annoncé en mars son intention d’implanter son démonstrateur à Fos-sur-Mer), ni même « connectée » à son environnement, la Plate-forme industrielle et d’innovation Caban Tonkin Piicto. Au cœur de la 21e conférence des parties à la Convention cadre des Nations Unies sur les changements climatiques, rendez-vous crucial pour contrer le réchauffement inédit de la planète que la France accueille depuis début décembre, GRTgaz, un des géants européens du transport de gaz naturel, a confirmé au Bourget le choix de la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer pour son démonstrateur utilisant la technologie Power-to-Gas.

Le projet de 30 M€, porté par un consortium de 7 partenaires (Cf. encadré) et soutenu par les pouvoirs publics français et européen*, vise à convertir les excédents de production d’électricité renouvelable en hydrogène pour ensuite les réinjecter dans le réseau gazier.

Star discrète de la COP 21

Incontestablement, la star (discrète) de la COP 21, qui a déployé au sein du salon aux entreprises un arsenal de technologies, process, procédés (nombreuses portées par des start-ups de la région, cf. Cop 21 : Les armes anti-réchauffement climatique des entreprises régionales), aura été le procédé Power-to-Gas. Et l’hydrogène, avec les espoirs technologiques qu’il porte en termes de stockage de l’énergie, a également investi en force le Grand Palais où était logé le salon « Solutions COP21 ».

Produit par électrolyse de l'eau grâce à l'électricité renouvelable momentanément en excès, l'hydrogène est largement reconnue aujourd’hui comme une voie d’avenir (molécule maîtrisée, atouts (é)prouvés et potentiel d’applications) pour stocker l’électricité. Et le procédé Power-to-Gas, qui permet de stocker la surproduction des énergies renouvelables après les avoir transformées par électrolyse en hydrogène ou en méthane de synthèse, comme une solution en phase avec les impératifs techniques et environnementaux.

Le système peut même être amélioré si l’hydrogène est utilisé pour fabriquer du gaz synthétique par le procédé de la méthanation qui consiste à capter du CO2.

Faire reposer un quart du modèle énergétique sur les EnR est problématique

Érigée en enjeu en France (feuille de route de la Loi de transition énergétique), l’augmentation de la part des énergies renouvelables (23 % à l'horizon 2020 contre 14 % aujourd'hui) dans sa consommation énergétique finale, n’est pas sans poser problème : celui de l’intermittence qui touche les énergies solaires et éoliennes, fortement influencées par les conditions météorologiques. Ce qui rend essentielle la nécessité de pouvoir stocker l'excédent énergétique produit à un instant T pour pouvoir le réutiliser au moment où la production n'est pas en mesure d'honorer la demande.

Basée sur la conversion d'électricité éolienne en hydrogène et d'injection dans le réseau national de gaz, qui offre des capacités de stockage très importantes (300 fois plus importantes que celles du réseau électrique, 137 TWh), la technologie Power-du-Gaz apporterait ainsi une réponse.

Conforter l’attractivité de Piicto

Pour l'heure, le procédé demeure encore au stade expérimental et il y aurait une cinquantaine de projets en cours dans le monde avec un leadership imposé par l’Allemagne. En France, les projets sont davantage au stade de la recherche. (Cf. encadré)

C’est dans ce contexte qu’intervient l’annonce de GRTGaz. D’une puissance de 1 MWe, le démonstrateur Jupiter 1000 sera sans conteste le plus gros démonstrateur en France, avec une mise en service prévue en 2018.

« C’est une bonne nouvelle pour Piicto. Il nous manquait des utilités. C’est bientôt chose faite avec la vapeur. L’arrivée de l’hydrogène va conforter l’attractivité de la Plate-forme industrielle et d’innovation Caban Tonkin. Une fois que cela sera techniquement et économiquement validé, on va pouvoir attirer des investissements », réagit Frédéric Dagnet, directeur de la Mission Prospective et évaluation du GPMM, à l’occasion du débat initié par la CCI Marseille Provence et la Région le 4 décembre au Grand Palais dans le cadre de la COP 21 (Comment accompagner les entreprises méditerranéennes dans les transitions ?).

Des échanges intelligents

Depuis fin 2013, une quinzaine d’industriels réunis en association (Air liquide France Industrie, Asco Industries Fos, Bayer Polyols SNC, Cap Vracs, CNR, Elengy-GDF Suez, EveRé, GDF Suez Thermique, Jean Lefebvre Méditerranée, Kem One, Lyondell Chimie France, Solamat-Merex et GPMM) de la zone industrialo-portuaire Caban Tonkin à Fos-sur-Mer, échangent énergies, matières premières et services (transport, sureté/gardiennage, incinération de lourds chlorés/ régénération de solvants, valorisation de métaux ferreux récupérés, acide chlorhydrique…) dans une logique d’écologie industrielle et d’économie circulaire (Cf. Écologie industrielle : les expériences se multiplient sur le territoire Marseille-Provence).

La prochaine étape (attendue pour fin 2017) concerne la mise en place d’un réseau vapeur qui « permettrait d’économiser 10 à 20 M€ par an de gaz naturel (par la valorisation de la vapeur fatale produite sur le site entre producteurs et consommateurs) et contribuerait à réduire les émissions de CO2 ».

Stockage d’énergie, smart grid électrique, biorémédiation et bio-raffinage...

La filière Power-to-Gas, méthanation, électrolyse, faisait partie des pistes d’innovation tracées par l’association Piicto pour son incubateur (Innovex) dédié à l’accueil de pilotes pré-industriels en lien avec l’innovation et la transition énergétique (stockage d’énergie et smart grids électriques, algues et biorémédiation, bio-raffinage …).

Pour ses plates-formes, qui disposent de 600 ha de foncier à valoriser, les acteurs du projet (industriels, UIC Méditerranée, CCIMP, Conseil départemental, Région, SAN Ouest Provence, GPMM) « ciblent certes les éco-industries (producteurs et transformateurs de molécules biosourcées, producteurs d’énergie verte, recyclage etc.) mais aussi les acteurs traditionnels de l’industrie déjà présents (métallurgie, pétrochimie et raffinage, chimie de synthèse ou de spécialités) ou pas encore (pharmacie, cosmétique, agroalimentaire).»

Verrous technologiques et modèle économique

Pour l’heure, la technologie, qui a actuellement toutes les faveurs, a encore quelques verrous technologiques à lever, à commencer la faible quantité d’hydrogène injectable dans le réseau gazier limitée actuellement à quelque 2 % en énergie. En France, le CEA, le CNRS, l'IFPEN ou l'INERIS contribuent à la recherche sur le procédé.

Aussi, le modèle économique reste à affiner et le cadre législatif à construire. Mais l’enjeu est bien de lancer une filière en France, « qui pourrait produire plus de 15 TWh de gaz par an à l’horizon 2050 », fait valoir GRTGaz.

« Le besoin de visibilité et de stabilité est une condition préalable. Bien que les perspectives de déploiement à grande échelle du Power-to-Gas en France se situent à un horizon de 10 ans (pour l’hydrogène) à 15 ans (pour le méthane), certains aspects de la réglementation actuelle constituent des freins au développement de projets de démonstration qui sont indispensables pour acquérir rapidement du retour d’expérience et pouvoir orienter les travaux de développement de manière pertinente », posent les auteurs d'une étude sur le sujet publiée en septembre 2014 pour le compte de l’ADEME, GrDF, et GRTgaz.

En Allemagne, le développement de cette filière est tiré par les citoyens consommateurs grâce au mécanisme des « certificats verts », qui permet de garantir l’origine 100 % renouvelable des offres d’énergie. Une piste à explorer en France pour pallier l’absence d'un cadre législatif et le déficit de financements, nécessaires pour alimenter la recherche et le développement ?

A.D

*Les deux tiers des 30 M€ sont financés par les partenaires industriels, l’autre tiers sous forme de subventions par l’UE via le FEDER, par l’État via les investissements d’avenir confiés à l’ADEME et la Région Provence-Alpes-Côte d’Azur (projet labellisé par le pôle de compétitivité Capénergies)

 

Power-to-Gas, une solution au défi climatique ?

Le procédé Power-to-Gas utilise l’électricité pour transformer de l’eau en hydrogène par électrolyse. L’hydrogène peut ensuite être combiné à du dioxyde de carbone (CO2) pour obtenir du méthane de synthèse, par méthanation. Cette opération est d’autant plus intéressante qu’elle permet de capter et de recycler du CO2 des fumées d’usines. L’hydrogène ou le méthane de synthèse ainsi produits, peuvent être ensuite injectés dans le réseau de transport.

Il pourrait être une réponse au défi climatique. « Pour réduire leurs émissions de 40 % à 70 % d'ici à 2050, il faudrait presque quadrupler la part des énergies à émissions de carbone nulles ou faibles ». C’était le claim de la COP 21.

 

 

Power-to-Gaz, ici et ailleurs

La plupart des projets pilotes en cours en Europe sont initiés par des énergéticiens qui forment des consortiums afin de mutualiser les moyens techniques et financiers. Les plus avancés sont en Allemagne.

Audi a lancé en 2013 à Wertle, notamment avec la Française McPhy Energy, la production d'une nouvelle version de son A3 roulant au « méthane de synthèse éolien » aussi appelé « e-gas ». L'installation de Wertle peut injecter dans le réseau une quantité de méthane permettant d'alimenter 1 500 voitures par an (roulant en moyenne 15 000 km/an).

Enertag a inauguré en 2011 à Prenzlau une centrale hybride qui produit de l'hydrogène à partir d'énergie éolienne. Cet hydrogène est injecté sur le réseau et alimente des stations-services de recharge pour véhicules électriques. L'installation est couplée à une centrale biogaz, qui réinjecte de l'électricité sur le réseau lorsque la demande est plus importante.

E.ON a mis en service en 2013 une usine pilote de 2MW à Falkenhagen au Nord-Est de l'Allemagne. Une seconde est en cours de construction à Hambourg (mise en service prévue pour 2016).

L'énergéticien RWE et la PME française CERAM HYD ont démarré en 2013, la construction d'une centrale de démonstration à Ibbenbüren en Allemagne.

En France, les projets (plateforme Myrthe, Hydromel, Déméter…) sont encore au stade de la recherche.

L’ex GDF Suez (Engie) a initié fin 2012 à Dunkerque le projet « GRHYD », dont l'objectif est d'expérimenter l'injection d'hydrogène dans les réseaux de gaz naturel d'un nouveau quartier et l'injection d'hythane (carburant composé de 20 % d'hydrogène et 80 % de GNV) dans une station de bus GNV de la Communauté urbaine de Dunkerque. Le projet doit aboutir en 2018.

À Fos, il s’agira du premier démonstrateur français. Porté par GRTgaz, il fédère 7 partenaires dont 5 entreprises, le CEA et le GPMM. McPhy Energy est un des pionniers de la filière hydrogène avec notamment une technologie de stockage d'hydrogène sous forme solide et une expertise dans dans la production d'hydrogène par électrolyse de l'eau.

ATMOSTAT conçoit, fabrique et commercialise des équipements mécaniques pour les marchés industriels critiques. L’entreprise a notamment développé un réacteur de méthanation, qui sera l’élément clé du système de méthanation de Jupiter 1000.

CNR est l’un des premiers énergéticiens européen 100 % renouvelable (eau, vent, soleil).

Leroux & Lotz Technologies, spécialisée dans les chaudières industrielles et installations de combustion, est à l’initiative d’une unité modulaire de captage permet d’éviter l’émission de CO2 dans l’atmosphère.

TIGF est le gestionnaire du réseau de transport de gaz naturel de la région Sud-Ouest (5 000 km de canalisations et 2 stockages souterrains).

 

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