Les couplages intersectoriels « Power to Gas » et « Power to Heat » : quel rôle dans la transition énergétique ? (2ème partie)

Les perspectives ouvertes par la possibilité de couplages intersectoriels ont été mises en lumière (1^ère partie) par l’examen successif,

• des différentes voies de l’électrification des usages, puis des différentes filières de Power-to- Heat (P2H) et de Power-to-Gas (P2G)[1] ;
• de l’électrification des usages chaleur, via les pompes à chaleur dans l’industrie et les chauffages urbains par rapport aux techniques établies, chaudières classiques et cogénération, dont certaines sont alimentées par des EnR (biomasse ou géothermie, entre autres) ;
• des modes de production d’hydrogène, de méthane de synthèse avec ceux des autres gaz verts, dont les défis du développement sont considérables.

Mais ces couplages sont-ils aussi simples à effectuer, au vu des contraintes de gestion de risques pesant sur les investissements lourds en capital à réaliser en régime de marché, et des obstacles règlementaires auxquels ils seraient confrontés ? En réponse, les protagonistes des couplages ont engagé des réflexions sur les incitations à mettre en place et sur la suppression des obstacles à une telle intégration pour que toutes les sources d’énergie et tous les vecteurs associés puissent concourir sur un pied d’égalité à chaque niveau des filières et à chaque nœud intersectoriel. De telles évolutions nécessiteraient un renforcement de la gouvernance de l’énergie aux niveaux local, régional et national à l’aide d’importantes ressources de planification et de financement. Une telle option s’oppose frontalement aux principes de concurrence et à la culture de marché dominante au sein de l’Union européenne (UE). Elle ne manquerait pas de créer des incertitudes sur les chances de réussite d’une mutation de chaque système énergétique européen.

Des réponses doivent donc être apportées à de nouvelles questions :

• les chances de compétitivité des options de couplage P2H et P2G, en identifiant les contraintes principales et les obstacles règlementaires et institutionnels ;
• dont seront déduites les politiques et mesures qu’il faudrait mettre en œuvre pour rendre possibles et opérationnelles de telles options prospectives ;
• le besoin de gouvernance forte à tous les niveaux, du local au national, ce qui implique de coordonner le développement des projets sectoriels entre tous ces niveaux à l’encontre d’une généralisation du marché.

1. La difficile économie des couplages intersectoriels

Coupler étroitement les secteurs semble avantageux aux yeux de plusieurs études. Celle de la Deutsche Energie-Agentur (DENA), l’agence de l’énergie allemande, sur la possibilité pour l’ensemble du système énergétique d’atteindre la neutralité carbone en 2050, souligne que « les scénarios qui se concentrent uniquement sur l’électrification à grande échelle seraient plus coûteux que ceux qui reposent sur un mix très diversifié de technologies énergétiques avec des couplages intersectoriels multiples (Figure 1). La différence est si importante que le scénario de combinaisons à grande échelle de technologies qui permettrait une réduction des gaz à effet de serre (GES) de 95 % serait moins coûteux qu’un scénario d’électrification à grande échelle ne permettant qu’une réduction des émissions de GES sûre de 80%. La différence s’explique principalement par une forte augmentation des coûts d’investissement ».

Fig. 1 : Remise du Prix : Efficacité énergétique 2019 de la DENA. [Source : © DENA]

D’autres estiment que « pour l’Allemagne, un scénario de couplage sectoriel permettrait de réaliser une économie annuelle de 12 milliards d’euros ou une économie cumulée de 268 milliards d’euros d’ici 2050, par rapport à un scénario purement électrique« [2]. Les scénarios prospectifs de ces études sont basés sur des évaluations économiques des options P2G et P2H qui mettent en relief l’importance des différences de taxation entre énergies sur les résultats. Ces évaluations sont aussi étroitement dépendantes de deux types d’hypothèses : celles des baisses de coûts des technologies qui devront être confirmées et celles des prix horaires du marché électrique à forte part d’EnRi sur l’année considérée. Ces prix horaires dépendent des parts de production de ces dernières : plus cette part est importante, plus le nombre d’heures avec des prix faibles ou nuls sera élevé[3].

Dans un exercice de l’AEN-OCDE sur l’optimisation de long terme du système électrique sous contrainte de développement des EnR[4], on constate que les prix sont nuls sur un nombre d’heures croissant : 1000h/an quand la part de production d’EnRi atteint 50 %, et 3000 à 3800h/an avec 75 à 80 % de production d’EnRi[5]. Il s’ensuit que le prix moyen annuel diminue au fur et à mesure de l’augmentation des parts de production des énergies renouvelables intermittentes.

1.1. Trouver le bon équilibre entre le développement des EnR et des couplages intersectoriels

Les exercices d’évaluation de P2G et de P2H ne s’accordent pas sur le montant du facteur de charge minimal pour que la transformation électricité-hydrogène vert par électrolyse soit économiquement viable[6]. Les plus optimistes  avancent au moins 3 000 heures/an ce qui nécessite déjà environ 75% de la production électrique par les EnRi. Pour d’autres, en revanche, il faudrait au moins 6 000 heures/an avec un prix de l’électricité très bas, c’est-à-dire que presque toute l’électricité serait produite par des EnR. Il en est de même pour les coûts de production de méthane de synthèse par la chaîne H₂ électrolytique-méthanation dont les coûts d’investissement par MWh de gaz produit sont très importants alors que le rendement de la chaîne est très moyen (55 % actuellement).

Quoi qu’il en soit, les grandes études de référence cherchent à dresser un tableau optimiste de l’économicité des filières P2G et P2H, mais ces études se situent dans un monde parfait, sans incertitude, sans effets inattendus et dans un cadre d’information parfaite sur le futur. Elles supposent une anticipation parfaite de la baisse des coûts des différents procédés ainsi que des avantages et inconvénients des différentes solutions ; elles anticipent aussi que toutes les externalités positives des décisions individuelles peuvent être transmises dans les revenus des décideurs. Dans le monde réel, surtout lorsqu’il s’agit de décisions d’investir dans des équipements lourds en capital avec de longs temps de retour sur investissement, la réalité est bien différente.

À ceci s’ajoutent les fortes interactions entre décisions des divers acteurs aux différents points du système électrique, sur la valeur de l’équipement créé par leur investissement. Deux exemples l’illustrent :

• Des investisseurs en stockage hydraulique par pompage peuvent être confrontés à la réduction de la valeur des équipements qu’ils s’apprêtent à développer si s’accroissent en même temps les productions en solaire PV car celles-ci vont réduire l’écart entre les prix de jour et les prix de nuit (spread) sur lequel les investisseurs tablent pour dégager une valeur d’arbitrage pour rentabiliser leur projet.
• Les interactions dynamiques créent aussi des difficultés pour évaluer la rentabilité des équipements de couplage P2G et P2H alors que les exercices d’évaluation menés par les protagonistes du P2G et du P2H ne tiennent pas compte de ces interactions, le déploiement du P2G, subventionné ou non, rehaussant les prix horaires de l’électricité en période de surplus[7]. Cet effet valorise mieux les nouveaux MW d’EnRi, mais, si les prix horaires de l’électricité sont aussi rehaussés sur une grande partie des heures où ces prix auraient été bas ou nuls sans le développement du P2G et P2H, il en résultera une perte de compétitivité de l’H₂ produit par les électrolyseurs du P2G dans les usages-gaz, comme de la chaleur émanant des grandes pompes à chaleur dans les usages-chaleur industriels ou de réseaux de chaleur. Ces effets inattendus qui créent de l’incertitude ne sont guère appréciés des financiers, car ils savent qu’ils sont difficiles à anticiper dans leur analyse de risques pour prêter aux investisseurs.

1.2. Corriger les barrières règlementaires

Obstacles institutionnels ou règlementaires et limites physiques des infrastructures de réseaux en place vont gêner le déploiement des filières intersectorielles. Toutefois la situation est différente d’un pays à l’autre selon la présence de réseaux de chauffage urbain ou d’un réseau gazier dense en dehors des zones urbanisées, la densité facilitant les connections des unités de productions locales d’H₂ vert, de gaz naturel de synthèse ou de biogaz[8].

Dans la plupart des pays, à l’exception de la cogénération dans les systèmes de chauffage urbain, l’électricité, le gaz et la chaleur urbaine reposent traditionnellement sur des infrastructures séparées sans combinaison de vecteurs (Lire : Les réseaux de chauffage urbain). Le commerce de chaque vecteur d’énergie étant régi par des régulations et des régimes fiscaux distincts dont les différences sont plus ou moins marquées, l’objectif devrait  donc être de créer des conditions de concurrence équitables entre vecteurs, en éliminant les distorsions entre les sources d’énergie en chaque point de connexion possible d’un secteur à l’autre.

L’électricité est généralement plus taxée que les autres vecteurs énergétiques, ce qui concerne l’usage de PACs dans les réseaux de chauffage urbain (Figure 2), du fait de la moindre taxation des combustibles utilisés dans les chaudières urbaines, ainsi que dans les électrolyseurs du P2G par rapport à la production classique d’H₂ par vapo-réformage du gaz naturel qui est moins taxé, à contenu énergétique identique.

Fig. 2 : Lancement en septembre 2017 du projet Interreg France-Suisse PACs-CAD (réseau de chauffage à distance). [Source : Université Savoie Mont Blanc]

Toujours en matière de taxation, il conviendrait aussi de réorganiser le système de redevances sur les consommations électriques ou gazières destinées au financement des dispositifs de subvention aux EnR électriques ou gazières, ce qu’est la Contribution au service public de l’électricité (CSPE) en France, l’Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) en Allemagne ou le Green Levy au Danemark. Les producteurs d’H₂ vert à partir d’énergie électrique achetée pendant les périodes de surplus des productions d’EnR pourraient être exemptés du paiement de la taxe verte car leur but est de produire un vecteur décarboné. Il en serait de même pour l’utilisation d’électricité par de grandes pompes à chaleur dans le chauffage urbain et les usages-chaleur industriels.

On pourrait aussi aller plus loin en redimensionnant les tarifs de transport d’électricité vers l’électrolyse ou les PAC des systèmes de chauffage urbain, ou dans l’industrie, pour tenir compte des particularités de l’usage du vecteur électrique venant des surplus de production des EnR électriques pour sa transformation en H₂ ou en chaleur pendant les périodes de faibles tensions entre l’offre et la demande horaires. Les allègements de tarifs de transport d’électricité vers les électrolyseurs seraient justifiés par le mode avantageux de leur fonctionnement pour le système. Du côté des tarifs de transport de gaz, on pourrait aussi tenir compte des avantages que l’injection de gaz EnR provenant de producteurs locaux peut offrir pour la gestion des réseaux locaux de distribution, en allégeant leurs tarifs d’injection.

Allant plus loin encore, on pourrait chercher à améliorer les market designs des marchés électriques et gaziers pour faciliter le couplage entre ces deux marchés sectoriels afin de favoriser la flexibilité dans les deux systèmes en visant l’amélioration de la valeur d’arbitrage des équipements P2G et P2H dont un des rôles est de permettre d’effectuer des arbitrages entre les marchés des deux secteurs.

2. Améliorer les politiques publiques

Différents moyens de politique publique peuvent aussi être utilisés pour encourager le développement des technologies et des équipements de couplage sur le moyen et le long terme.

De façon générale, pour rapprocher les coûts de l’H₂ vers les prix du gaz naturel fossile, l’effort doit porter sur :

• la baisse des coûts des électrolyseurs et des unités de méthanation par l’amélioration des procédés classiques, celle des rendements et des matériaux pour diminuer la maintenance, dans le cas des électrolyseurs, par exemple ;
• la mise au point de procédés concurrents : procédés Proton Exchange Membrane (PEM) ou Solid Oxide Electrolysis Cell (SOEC) à haute température, toujours pour les électrolyseurs[9];
• la recherche de baisse des coût passant aussi par la recherche des effets d’apprentissage qui peuvent résulter du « technology pull » par des dispositifs de subvention de long terme qui pourraient conduire au déploiement des techniques visées avec, à la clé, des effets de série sur le coût des électrolyseurs produits à plus grande échelle ;
• le passage des tailles des unités de 1 à 10 MW avec des effets significatifs de réduction de coût par l’effet de taille.

On devrait aussi recourir à des dispositifs de soutien qui puissent garantir les revenus des investisseurs dans les équipements P2G et P2H qui sont à CAPEX pour éliminer les risques d’exposition à la volatilité des prix des marchés électrique et gaziers, et surtout aux incertitudes de long terme. On pense en particulier aux effets inattendus des développements parallèles des EnR, des sources de flexibilité (stockage) et des couplages intersectoriels P2G et P2H, comme précisé plus haut. Ces dispositifs sont de deux types:

• des tarifs de rachat de gaz verts (H₂, biométhane, notamment) par les gestionnaires de réseaux, leur coût leur étant remboursé ensuite par les ressources provenant d’une taxe verte ;
• des contrats de long terme passés avec une agence publique, contrats qui garantissent les revenus des investisseurs par MWh produit, que ce soit en électrolyseur, en unité de méthanation ou en PAC.

Dans les deux cas, les garanties de revenu à long terme permettent de diminuer radicalement le coût du capital, susceptible par exemple de passer de 9% à moins de 5%, ce qui est un atout très important pour le financement d’investissements dans des équipements à CAPEX élevé. De plus, ces contrats peuvent être attribués par enchères pour instaurer une pression concurrentielle, avec des effets bénéfiques de baisse des prix demandés pour les contrats attribués, ce que l’on observe déjà pour les projets d’EnR électriques dans les contrats après enchères des pays européens.

Le lancement d’appels d’offres successifs permettant d’atteindre les objectifs de production est un bon moyen de maîtriser les coûts de la politique (Figure 3). Les appels d’offres peuvent être basés sur une trajectoire de prix d’achat de référence, utilisée pour dimensionner l’enveloppe budgétaire. Si les projets sélectionnés dépassent l’enveloppe budgétaire, le tarif d’achat proposé dans l’appel d’offres lancé à une date donné peut être abaissé pour éliminer les projets dont les prix d’offre sont proches du prix d’achat de référence.

Fig. 3 : Retour d’expériences sur les appels d’offre éoliens en France et en Allemagne, octobre 2018. [Source : © OFATE]

Les interactions entre ces politiques et celles destinées à la promotion des EnR électriques devraient cependant être bien prises en compte car les premières vont rehausser les prix du marché électrique. comme précisé précédemment. La taxe payée par les consommateurs d’électricité pour le financement des dispositifs de subventions pourrait être diminuée si l’on mettait en place des dispositifs de subvention au P2G et au P2H[10]. Ces dispositifs trouveraient ainsi la justification supplémentaire de réduire le coût des subventions aux EnRi.

On pourrait enfin imposer une obligation de gaz « verts » aux fournisseurs de gaz. Les politiques volontaristes de transition à base d’EnR, proposées par l’UE, cherchent à s’inscrire dans la même logique politique que celle du développement des EnR électriques, en fixant un objectif contraignant de part de gaz verts à atteindre à des horizons successifs. Ainsi en est-il de l’impulsion que veut donner la directive Gaz de fin 2019 qui vise l’objectif de 10% de gaz verts en 2030. Cette approche conduira logiquement à l’adoption d’un dispositif incitatif assignant une obligation de part croissante de gaz verts dans le portefeuille d’achat des fournisseurs de gaz, en dépit de sa redondance avec les dispositifs précédents de subventionnement des gaz verts.

On peut objecter que cette obligation sera combinée avec des échanges et un marché de certificats de gaz verts entre fournisseurs qui permettront de réduire le coût de l’obligation. C’est ce qui était déjà avancé au cours des années 1990 pour les obligations d’électricité verte adoptées au Royaume Uni, en Suède, en Italie et en Belgique. Mais 20 ans plus tard, les Britanniques et les Italiens ont abandonné ce dispositif car plus coûteux que les dispositifs de type tarifs d’achat, trop difficile à piloter pour envoyer un signal prix crédible sur le prix du certificat, et, au bout du compte, bien moins efficace que les tarifs d’achat pour aboutir à la même cible d’installations d’EnR et au même objectif de réduction des émissions par le développement des EnR électriques.

On peut donc regretter que l’UE soit en train d’imposer une obligation progressivement croissante de part de gaz verts (biogaz, biométhane, hydrogène vert, méthane synthétique) déclinée ensuite par États-membres. Logiquement, elle devrait se traduire par une obligation imposée sur les fournisseurs de gaz. Elle devrait passer de 2 % en 2022 à 10 % de la demande de combustibles gazeux (mesurée en TWh) en 2030. Un tel système de quota contraignant facilitera le développement des gaz verts, en, particulier ceux émanant du P2G, mais sans justification économique suffisante, surtout s’il se superpose aux dispositifs de tarifs d’achat ou de garanties de revenus évoquées précédemment. Il est inquiétant de constater que la question de son coût n’est pas posée, alors que le coût des émissions de CO₂ évitées par ce développement de gaz verts devrait être très élevé par rapport à d’autres moyens de réduire les émissions. Cela fait partie des nombreux biais de conception de la politique de transition de l’UE, à la fois très imprégnée du paradigme du marché et recourant systématiquement à des objectifs quantitatifs contraignants, alors que, s’agissant de la réduction des émissions, l’utilisation d’un prix du carbone mériterait plus de considération.

3. Se doter d’un cadre de régulation stable et prévisible

En considérant les possibilités de développement du P2G et de la production d’hydrogène vert produit par électrolyse pour alimenter différents usages, force est de constater que cet hydrogène vert est loin d’être compétitif avec le méthane fossile, mais aussi avec l’hydrogène d’origine fossile issu du vapo-réformage du méthane naturel. Pour faire baisser le coût de cet hydrogène vert et au-delà celui du gaz de synthèse, il faudrait réaliser en série des électrolyseurs de taille croissante, ce qui exigerait une stabilité du cadre règlementaire basé sur des dispositifs de subvention de long terme pour que s’enclenche et se consolide une dynamique de déploiement du P2G. Ceci concerne aussi les investissements dans toutes les nouvelles technologies de couplage telles que PAC de grande taille, électrolyseurs PEM, SOEC à haute température ou pyro-gazéification du méthane, entre autres.

Pour que les investissements nécessaires soient ainsi encouragés, il faut que ces cadres d’incitations soient fiables et financièrement prévisibles afin que puissent émerger de nouveaux modèles d’affaires. Les développements technologiques et industriels souhaitables ne pourront pas se concrétiser sans l’envoi cela de signaux politiques et économiques clairs basés sur des régulations novatrices.

La concrétisation des évolutions souhaitées vers un verdissement du système gazier et vers la mise en place d’une économie de l’hydrogène par des filières P2G, comme celles vers le verdissement des systèmes de chauffage collectifs et urbains basé en partie sur des passerelles P2H, implique une volonté politique forte au niveau central, mais aussi relayée au niveau local et régional, par des acteurs fortement engagés et dotés des moyens règlementaires et financiers nécessaires. C’est ce qui transparait de façon idéalisée dans la conception de « villes à hydrogène », et dans des projets d’installations intégrées de production et de vente directe d’hydrogène en stations-service (Figure 4). Mais c’est aussi ce qui peut être réalisé de façon plus pragmatique avec le développement du chauffage urbain à base d’énergies renouvelables et de P2H.

Fig. 4 : Vente d’hydrogène en stations- service. [Source : © RTFlash]

Ceci dit, pour que se réalise une transition énergétique « intégrative » basée sur de nombreux couplages intersectoriels, chaque niveau spatial d’action est important depuis celui des collectivités territoriales, lorsqu’elles peuvent s’appuyer sur les réseaux de distribution dont elles ont la maîtrise et qu’elles cogèrent avec les acteurs industriels, et lorsqu’elles se sont engagées dans la mise en valeur des ressources locales. C’est autant du niveau des territoires ruraux et urbains qu’à celui centralisé des systèmes électriques et gaziers que doit se planifier l’extension et le renforcement des réseaux pour raccorder les sites de production P2G aux réseaux de distribution de gaz ou les unités électriques alimentées au biogaz aux réseaux électriques.

Il s’en suit qu’une planification bien coordonnée entre niveau local et niveau central est cruciale pour le développement économiquement efficace des couplages intersectoriels (Lire : Hybridation des systèmes électriques : les atouts de l’hydroélectricité). Le développement adéquat des infrastructures locales a un impact important sur les possibilités de déploiement d’équipements P2G ou P2H. De même, avant de prendre une décision d’investissement dans ces deux domaines, les entreprises devront prendre en compte les possibilités de raccordement des sources d’énergies renouvelable locales aussi bien au réseau électrique qu’au réseau de gaz. De fait, le territoire apparait être le niveau idéal pour les couplages intersectoriels. C’est en particulier le cas lorsque des acteurs locaux existent déjà à ce niveau : entreprise de chauffage urbain, distributeur local d’électricité et de gaz ou communautés d’énergie. Au niveau régional, il existe souvent des occasions de mobilisation d’acteurs autour de l’utilisation des énergies renouvelables dont l’exploitation du potentiel peut être mutualisée entre les villes et les zones rurales environnantes.

De plus, avec l’affirmation des politiques climat-énergie au cours des deux dernières décennies, il existe désormais des points de référence locaux et régionaux avec les plans locaux et régionaux climat-énergie dans les pays européens. De ces points de référence ont déjà émané des coopérations locales entre entreprises de réseau et collectivités. Ils ont stimulé et devraient stimuler encore la mise en œuvre de nombreuses actions locales, qui, agrégées, devraient constituer une part significative de l’effort de transition énergétique intégrative souhaitée.

Ceci amène à souligner la nécessité de renforcer aux différents niveaux une gouvernance de l’énergie dont l’un des buts serait de pouvoir s’appuyer sur des couplages intersectoriels. De ce point de vue des leçons peuvent être tirée des échecs des politiques de promotion de la cogénération couplée au chauffage urbain, lesquelles étaient un élément fort des politiques énergétiques des années 1990. Un rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) montre qu’en dehors des contraintes de financement, les obstacles à la pénétration à grande échelle de ces technologies de couplage ont été principalement liés à un déficit de planification stratégique des infrastructures de chauffage et de refroidissement, et à un manque de visibilité à long terme des politiques énergétiques[11]. Le rapport suggère d’élaborer une planification stratégique aux niveaux local, régional et national pour la chaleur et le froid, stratégie qui soit fondée sur une cartographie précise de la demande de chaleur et des sources d’approvisionnement. Ce serait indispensable pour déterminer de façon coordonnée les possibilités de développement de la cogénération et de l’expansion des réseaux de chauffage urbain, ce afin d’assurer la rentabilité des opérations localisées d’investissement. On est bien là au cœur du sujet.

La domination de la culture de marché au sein de la Commission européenne et des administrations nationales tend à empêcher toute réflexion sur le besoin de planification et de coordination étroite entre les secteurs et entre les différents niveaux spatiaux. Ce constat incite à la perplexité sur la concrétisation des politiques de transition intégrative appuyée sur les couplages intersectoriels, tant que ne sera pas renforcée la gouvernance de l’énergie à tous les niveaux. Il faudrait que de véritables planifications, combinées à des dispositifs de prise en charge des risques d’investissement par les pouvoirs publics, se substituent aux signaux du marché pour que puissent s’enclencher les décisions d’investissement, ce qui est loin de l’esprit des lois et traités européens focalisés sur le marché et la libre concurrence. Il faudrait un changement radical du cadre juridique européen. Sans reconnaissance du rôle central de la planification comme mode nécessaire de coordination des acteurs de la transition, les développements intégrateurs souhaités risquent d’être bloqués, à moins de révisions déchirantes de la doctrine bruxelloise.

Annexes

Annexe 1

Les procédés P2G de production de gaz électro-verts[12]

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1. Les procédés de production d’hydrogène par électrolyse

L’électrolyse alcaline

C’est le procédé dominant. Cette première technologie utilise une solution d’hydroxyde de potassium (KOH) comme électrolyte. L’électrolyse alcaline propose un coût d’investissement faible en comparaison avec les autres technologies d’électrolyse, notamment grâce à la simplicité des matériaux. Bénéficiant déjà de rendements de 68 à 77%, l’électrolyse alcaline possède une marge d’amélioration limitée et une faible réactivité aux variations de puissance. Les perspectives d’amélioration de cette technologie se situent au niveau des coûts de fabrication, de la pression de fonctionnement et des conditions de couplage aux énergies intermittentes. Selon la capacité de l’électrolyseur et la pression de l’hydrogène fourni, l’efficacité énergétique des appareils varie entre 66% et 74% (4,8 et 5,4 kWh) et le CAPEX installé varie de 1.000 à 2.000 €/kW. Une réduction des coûts peut provenir de l’augmentation de la taille des installations, des effets de volume associés à la croissance du marché (la réduction envisagée est de 10 à 20 % du prix de revient).

L’électrolyse PEM

Elle utilise une membrane en polymère (PEM pour Proton Exchange Membrane) comme électrolyte (Figure 5). Ce passage à un électrolyte solide permet de considérablement réduire les coûts de maintenance, d’entretien, dus aux effets de l’électrolyte liquide sur l’installation, ainsi que de compression de l’hydrogène en sortie. De plus, l’électrolyse PEM propose une excellente solution de production décentralisée, grâce à une meilleure réactivité aux variations de puissance ainsi qu’une grande compacité du système. Le recours à des matériaux nobles, notamment le platine, la durée de vie des membranes ainsi que les limitations de taille des assemblages constituent les principaux obstacles rencontrés. Les coûts actuels des électrolyseurs PEM sont de l’ordre du double de ceux des technologies alcalines.

Fig. 5 : Procédés PEM. [Source : Research Gate]

Le développement de la technologie pourrait cependant réduire les coûts d’investissement en dessous de la technologie alcaline grâce à une compacité plus élevée et à l’aptitude à la pressurisation de la pile. Certaines réductions de CAPEX ont déjà été réalisées en réduisant la teneur en matériaux rares sur les membranes. La recherche et développement (R&D) se concentre maintenant sur l’augmentation de la surface des membranes, le débit des piles de cellules et la mutualisation des auxiliaires.

L’électrolyse haute température

L’augmentation de la température lors d’une réaction d’électrolyse conduit à la suppression de catalyseurs nobles (platine ou iridium) ainsi qu’une moindre énergie électrique à fournir pour atteindre le seuil de décomposition, ce qui diminue fortement les coûts d’investissement et de fonctionnement. La principale technologie d’électrolyse à haute température est la cellule d’électrolyse à oxyde solide (SOEC pour Solid Oxide Electrolysis Cell). Fonctionnant entre 700 et 900°C, l’électrolyse SOEC présente un dispositif similaire à l’électrolyse PEM. Elle se situe au stade du laboratoire en RD&D. L’intérêt principal de la technologie SOEC est le rendement plus élevé du procédé d’électrolyse (typiquement 80 à 90%) et l’utilisation possible comme pile à combustible en mode inversé.

2. Méthanation de l’hydrogène

La méthanation désigne la synthèse du méthane par hydrogénation du monoxyde de carbone ou du dioxyde de carbone. Cette réaction peut se faire par deux techniques différentes : la méthanation catalytique ou la méthanation biologique. L’option catalytique fait l’objet d’une activité de recherche et développement en raison de son importance actuelle dans l’industrie. La méthanation biologique est une alternative émergente à l’option catalytique, avec des perspectives intéressantes de réduction des coûts, mais elle doit encore faire face à des défis de mise à l’échelle. Les deux voies sont décrites ci-dessous.

Méthanation catalytique: c’est un procédé thermochimique fonctionnant sur un catalyseur à haute température (entre 200 et 700 °C) et à des pressions comprises entre 1 et 100 bars. La réaction est très exothermique et la température doit être contrôlée afin d’éviter la limitation thermodynamique de la réaction et la dégradation du catalyseur. Dans les applications industrielles à grande échelle et pour les opérations en continu, cela est réalisé grâce à une série de réacteurs adiabatiques à lit fixe et au refroidissement du flux entre chaque réacteur. Cependant, les procédés P2G mis en œuvre à plus petite échelle, avec des opérations intermittentes, les réacteurs adiabatiques ne sont pas adaptés. D’autres types de réacteurs tels que les réacteurs à lit fluidisé, les réacteurs triphasés ou les réacteurs structurés sont étudiés à cet effet mais ne sont pas encore arrivés à maturité. Les estimations des investissements pour une unité de méthanation utilisée en aval d’une unité d’électrolyseur sont très variables: 400-1500 €/kW_th de méthane synthétique à l’investissement ?

Méthanation biologique de l’hydrogène vert. La méthanation biologique produit du méthane à partir d’hydrogène et de dioxyde de carbone en utilisant des micro-organismes méthanogènes fonctionnant comme biocatalyseurs. La réaction a lieu dans des conditions anaérobies en solution aqueuse, à la pression atmosphérique ou sous pression, entre 20 et 70 °C. Elle a le potentiel de réduire considérablement les coûts grâce à une conception simple du réacteur et à des conditions de pression et de température peu poussées. Cependant, plusieurs obstacles doivent encore être surmontés. Le projet Biocat (Danemark) qui est à présent le plus avancé et qui est développé au-delà de la phase d’ingénierie, vise à tester la technologie dans des conditions réelles (flux de biogaz brut et de CO₂ pur) avec un électrolyseur de 1 MW_el et un réacteur de méthanation biologique.

Annexe 2

L’évaluation économique des filières Power to Gas

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On se réfère ici à l’étude « The potential of power-to-gas » de l’ENEA (2016) sur les filières Power to Gas. Celle-ci, comme les études de compétitivité du P2G comparent le coût du produit final avec le prix des produits classiques sur le marché cible, par exemple celui de l’hydrogène industriel produit par vapo-réformage, ou bien celui du biométhane injectable qui concurrencerait l’H₂ vert.

La compétitivité de l’H2 vert ou celui du gaz naturel de synthèse (GNS) dépend de trois paramètres principaux:

• le niveau du coût d’investissement des électrolyseurs et de la méthanation,
• le rendement des process à la date considérée,
• les niveaux des prix horaires des marchés de l’électricité sur la séquence annuelle à cette même date qui vont conditionner le taux d’utilisation des deux équipements.

Les prix horaires de l’électricité sont déterminants sur le taux d’utilisation de l’électrolyseur et de l’unité de méthanation. Les tests sont donc faits à différents horizons pour définir un scénario de prix horaires annuels à chaque horizon, lequel reflètera la part des EnRi dans la production totale. Aux horizons 2030 et 2050, les scénarios prospectifs du prix de l’électricité sont basés sur les résultats de modèles qui simulent les effets de pénétration des EnR dans le système électrique.

Trois autres paramètres peuvent encore influencer les résultats selon qu’ils sont considérés ou non : la taxation de l’électricité, la prise en compte des coûts de transport de l’électricité et le coût de raccordement au réseau de gaz.

On considère deux des cas étudiés par l’ENEA, le cas d’un électrolyseur de grande taille d’une capacité de 10 MW_e, qui est connecté au réseau de transport de gaz naturel, et le cas d’un électrolyseur branché avec une unité de méthanation catalytique pour produire du gaz naturel synthétique (SNG). Les deux doivent rivaliser avec le méthane fossile du réseau (Figure 6).

Figure 6 : Rentabilité de la production d’H2 vert en fonction du facteur de charge de l’électrolyseur (en €/MWh) [Source : © ENEA.2016, p.26]

Dans un cas de production d’hydrogène à partir d’un électrolyseur de 10 MW_e, le prix de revient s’élèverait entre 110 et 125 €/MWh de gaz selon la capacité de P2G installée. C’est à comparer au prix du GN actuel de 30-40 €/MWh, l’approvisionnement en électricité représentant entre 75 et 80% des coûts. Le niveau du coût s’explique par le faible taux d’utilisation de l’électrolyseur à cette date où la part d’EnRi dans la production électrique ne peut pas dépasser 40%.

Dans le cas de la chaine électrolyseur-unité de méthanation, même avec de l’électricité non taxée, le prix de revient du méthane synthétique du scénario 2030 est très loin de la zone de compétitivité avec un prix de revient de 170-185 €/MWh. Le prix de revient du méthane de synthèse ainsi produit est beaucoup plus élevé que celui de l’H2 vert produit pour injection dans le réseau gazier. Ceci s’explique par l’augmentation du CAPEX total pour la production d’un MWh de gaz et de la réduction de l’efficacité énergétique due à l’étape supplémentaire de méthanation (63% pour l’électrolyse, 55 % pour la méthanation et l’électrolyse). Cependant, dans le scénario 2050, avec un coût d’investissement plus bas et un nombre plus important de bas prix horaires de l’électricité, le prix de revient pourrait descendre à 95 €/MWh sans taxe sur l’électricité, ce qui se rapprocherait de ce qu’on pourrait anticiper à cette date du prix du gaz naturel fossile

Bibliographie

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Références de l’article

[1] On rencontre aussi les acronymes PtoH et PtoG

[2] Frontier Economics 2019.

[3]On renvoie à l’annexe 2 pour plus d’explication sur la méthode d’évaluation économique des option P2G

[4] AEN-OECD, 2019.

[5] Soit pratiquement la moitié du nombre d’heures de l’année, 8 760.

[6] ENEA 2016; Trinomics,2018; FrontierEconomics, 2018; JRC, 2019.

[7]Enea et trinomix, entre autres.

[8]Pielbags et Olczak, 2018.

[9] Voir en annexe 1.

[10] Selon une étude de Morag et Mudler (2019).

[11]IEA, 2014 Linking Heat and Electricity Systems, p.7

[12] Source principale : ENEA, 2018

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