Les couplages intersectoriels « Power to Gas » et « Power to Heat » : quel rôle dans la transition énergétique ? (1ère partie)

power to gas - power to heat

L’essor des énergies renouvelables intermittentes (EnRi) incite à mettre au point de nouveaux couplages intersectoriels Power to Gas et Power to Heat. Leur développement potentiel rencontre de nombreux obstacles car les techniques très capitalistiques auxquelles ils font appel ne sont rentables qu’avec un taux d’utilisation élevé qui dépend de la longueur des périodes de bas prix de l’électricité dans des systèmes électriques avec de fortes parts d’EnRi. Surmonter ces obstacles passe par une forte gouvernance énergie.


Le centrage des politiques de transition bas carbone sur les énergies renouvelables à apports intermittents (EnRi) dans le secteur électrique conduit à rechercher des moyens économiques pour faire face à la variabilité de ces productions et pour donner une valeur au surplus de production d’électricité des EnRi par rapport à la demande horaire dans les systèmes où la part de ces sources est élevée. Parallèlement, la volonté de remplacer le gaz naturel par du gaz vert dans le système gazier devrait conduire à jeter des passerelles entre les productions électriques et le système gazier avec la production d’hydrogène par électrolyse que prolongerait la production de gaz naturel synthétique (GNS) injecté dans le système gazier et servant à alimenter différents types de véhicules.

Certains proposent même de produire de nouveau de l’électricité par ce GNS aux moments propices, ce détour intersaisonnier faisant office de stockage. C’est ainsi que pourraient prendre corps, d’un côté, les filières qu’on dénomme Power-to-Gas (P2G), et que, de l’autre, se mettrait en place une économie de l’hydrogène vers différents types d’usage dans l’industrie, les transports et le système gazier. En parallèle, les usages de l’électricité verte dans les usages chaleur de l’industrie et le chauffage des locaux par le chauffage urbain via de grandes pompes à chaleur qui font office de passerelles de Power-to-Heat (P2H), sont loin d’être oubliés dans ces démarches intégratives.

L’électrification peut ainsi être utilisée aussi pour décarboner une partie de la demande du transport de passagers par véhicules légers avec le développement des véhicules électriques dans les pays où la production d’électricité est en majeure partie décarbonée. Pour le secteur électrique les différents types de couplages sont des sources de flexibilité pour absorber les fluctuations des productions des EnRi électriques. L’électrification des usages, combinée à la numérisation, ouvre la voie à de nombreuses possibilités pour relier de manière fiable la production d’électricité avec la demande d’énergie en temps réel et à différents niveaux du système électrique, dans les transports, les bâtiments et l’industrie, aux points de localisation des consommateurs de différents types [1].

1. À la recherche d’un dépassement des approches sectorielles

Les approches de la transition énergétique bas carbone, définies secteur par secteur, sont appelées à être dépassées. Les nouvelles se différencient des études initiales sur le développement des EnRi à grande échelle dans le secteur électrique qui ne prenaient en compte que les technologies à service unique ; elles n’élargissaient la réflexion prospective qu’aux techniques de stockage électrique et qu’aux potentialités ouvertes par les smart grids pour le pilotage de la demande et l’intégration des autoproducteurs. Désormais, on envisage de déployer des filières technologiques à cheval sur plusieurs secteurs : production d’hydrogène et de méthane de synthèse à partir de l’électricité des surplus des productions des EnRi électriques, ou production de chaleur par des pompes à chaleur de grande taille.

Forts du paradigme de marché qui domine les conceptions des politiques énergie-climat dans l’Union européenne (UE), les protagonistes de ces couplages intersectoriels prétendent qu’entremêler les secteurs dans des politiques de transition en intégrant l’électricité, le gaz et les réseaux de chauffage, permettrait de limiter les coûts pour la société. Cette solution serait plus économique que d’optimiser les sous-systèmes uniquement de façon séparée car elle permettrait d’exploiter les synergies en favorisant les conversions intelligentes d’un vecteur énergétique à un autre.

De telles idées sont explorées assidument dans les pays où, pour des raisons de rejet du nucléaire et du captage et stockage de CO2 (CSC), on ne peut recourir qu’aux EnRi pour arriver à la neutralité carbone dans le secteur électrique (Lire : Le stockage de l’électricité et Dans un monde neutre en carbone, peut-on se passer du nucléaire ?). Cette exigence tient à l’intermittence des productions éoliennes et solaires qui doit trouver des palliatifs pour assurer l’équilibre horaire, journalier et hebdomadaire par le développement de nouvelles sources de flexibilité. De même, des solutions doivent être trouvées pour utiliser les surplus des productions d’EnRi par rapport aux demandes horaires, de plus en plus nombreuses au fur et à mesure de leur déploiement, ce de préférence à l’effacement d’une partie des productions éoliennes ou solaires PV. Une utilisation des surplus de production pourrait consister à produire de l’hydrogène vert par électrolyse, dans le cadre des politiques de verdissement du système gazier en quête de neutralité carbone (Lire : Production d’hydrogène « vert »).

Ces idées sont très présentes dans la rhétorique de la Commission européenne (CE) sur la transition énergétique et dans celle des Agences nationales de l’énergie des pays leaders de la promotion des EnRi électriques (Figure 1). Ces approches se veulent intégratives en prônant la mise en œuvre à grande échelle des différents types de couplage intersectoriel, et en démontrant leur intérêt économique à l’aide de scénarios prospectifs (Lire : Union européenne : climat et énergie 2030).

climat europe 2030

Fig. 1 : La transition énergétique voulue par l’UE.

Ces couplages ne vont cependant pas de soi, pour des raisons tenant aux caractéristiques économiques des technologies qu’ils mobilisent et aux institutions modelées par les principes de concurrence. Avant d’examiner les obstacles à surmonter et les voies à explorer pour y parvenir (Lire : Les couplages intersectoriels « Power to Gas » et « Power to Heat » : quel rôle dans la transition énergétique ? (2ème partie)),il convient de s’interroger sur :

  • les différentes voies de l’électrification des usages, puis les différentes filières de Power-to- Heat (P2H) et de Power-to-Gas (P2G)[2] ;
  • 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) ;
  • les modes de production d’hydrogène, de méthane de synthèse avec ceux des autres gaz vert, dont les défis du développement sont considérables ;
  • les chances de compétitivité des options de couplage P2H et P2G, en identifiant les contraintes principales et les obstacles règlementaires rencontrés sur leur chemin.

 

2. Les couplages électricité-chaleur dans la décarbonation des usages-chaleur

La consommation d’énergie dans les usages chaleur-réfrigération est l’une des principales utilisations finales de l’énergie dans l’UE (Lire : L’énergie dans l’Union européenne 2000-2014). À ce titre, elle est responsable d’une part importante des émissions de CO2 dans les pays industrialisés. En 2015, plus du quart de la demande d’énergie était utilisé pour le chauffage des locaux et environ un sixième sous forme de chaleur industrielle. Elle représente donc un enjeu important de décarbonisation par l’usage direct ou indirect des EnR que permettent d’obtenir :

  • l’utilisation finale de l’électricité par pompes à chaleur ou par chaudières électriques ;
  • l’intégration transversale de vecteurs par la production combinée de chaleur et d’électricité à base de biomasse pour les grands bâtiments et le chauffage urbain ; la biomasse reste en effet la source de chauffage renouvelable la plus répandue en Europe dans l’individuel, le collectif et les réseaux de chauffage (Lire : Biomasse et énergie) ;
  • dans le chauffage urbain et le chauffage de grands bâtiments tertiaires (Lire : Les réseaux de chauffage urbain), l’intégration des vecteurs par leur co-production à partir d’EnR est aussi possible avec des installations de cogénération alimentée par du biogaz ou du biométhane (turbines à gaz, piles à combustible, moteurs thermiques, entre autres) ou moyennant des pompes à chaleur à gaz fonctionnant avec ces même gaz verts ;
  • chauffage des locaux.

Dans le domaine du chauffage des locaux, ce sont les réseaux de chauffage urbain qui présentent le potentiel le plus important de développement du couplage P2H, comme mode indirect de décarbonation, au côté de l’usage direct des EnR (biomasse, géothermie) ou des déchets urbains. Le P2H permet en effet un usage indirect des EnRi électriques, via la conversion en chaleur des surplus de MWh produits pendant les périodes de prix horaires bas sur le marché électrique, conversion effectuée par les chaudières électriques à résistance, ou beaucoup mieux, par des pompes à chaleur performantes[3]. Ces dernières disposent d’un coefficient de performance (COP) élevé en fournissant environ trois fois plus d’énergie thermique que leur consommation d’électricité, alors que les autres technologies, telles que les chaudières électriques ou le chauffage électrique direct, ont un rendement un peu inférieur à un (Figure 2).

pompe chaleur - pompe chaleur schema

Fig : 2 : Pompe à chaleur. [Source : © L’énergie tout compris]

Le parc de pompes à chaleur en Europe a atteint près de 10 millions d’unités en 2016, ce qui est faible par rapport au parc immobilier européen. Les ventes de pompes à chaleur ont stagné entre 2008 et 2015 à environ 800 000 unités par an[4]. Une politique volontariste visant le déploiement à grande échelle des pompes à chaleur dans le chauffage individuel ou collectif des logements est tout à fait possible, comme le montre le cas de la Suède qui dans les années 1990, a mis en place des dispositifs d’appui à l’adoption de PAC[5]. Dans ce pays, de 1990 à 2014, les combustibles fossiles dans les chauffages individuels et collectifs ont été remplacés à la fois par de l’électricité décarbonée, hydraulique + nucléaire, grâce au chauffage électrique direct et aux pompes à chaleur individuelles, mais aussi par de la chaleur du chauffage urbain alimenté de façon croissante en biomasse. Désormais, les deux sources satisfont jusqu’à 75 % de la demande pour le chauffage des bâtiments dont plus de 50 % de cette chaleur par du chauffage urbain, contre environ 12% dans l’ensemble de l’UE en 2017.

2.2. Chaleur dans l’industrie

Dans l’industrie, le développement de l’usage indirect des EnR se fera selon deux voies en fonction du niveau de température de l’usage considéré. Pour les usages basse température (BT) et moyenne température (MT), la demande de chaleur industrielle pourrait être en partie électrifiée avec l’usage des pompes à chaleur de grande taille. En revanche la demande de chaleur haute température (HT) doit être traitée par une autre voie indirecte, à savoir l’utilisation de l’hydrogène qui viendrait d’électrolyseurs alimentés par les surplus de production d’EnR électriques[6].

Pour les usages MT et BT, les choix des industriels se feront évidemment sur la base de la compétitivité de la solution pompe à chaleur, qui dépendra du nombre d’heures pendant lesquelles l’électricité sur le marché s’achète à bas prix, soit 15-20€/MWh au lieu de 50-60€/MWh en moyenne, ce qui dépendra de la part de production des EnRi dans la production totale. Cette solution pourra bénéficier d’un coup de pouce supplémentaire si les gouvernements parviennent à mettre en place un prix élevé du carbone,

  • via le système européen des permis pour les gros émetteurs, notamment en définissant un prix-plancher élevé,
  • ou à l’aide d’une taxe carbone pour les petits consommateurs industriels,

ce qui rehausserait le coût de la chaleur par des chaudières à combustibles fossiles.

2.3. Couplage indirect des EnR électriques et de l’offre de chaleur urbaine

Si le chauffage urbain (Lire : Les réseaux de chauffage urbain) répond en moyenne à 12 % de la demande de chaleur européenne, il représente une part très importante de la demande de chaleur des bâtiments dans certains pays comme le Danemark (62 % en 2017), la Suède (52%) et la Pologne (43 %). L’Allemagne possède le plus grand nombre de réseaux de chauffage urbain en Europe (1 342 en 2014) et l’offre la plus importante en taille (70 TWh thermique), mais cette filière pèse beaucoup moins dans la fourniture de chaleur aux logements (8%) étant donné la taille du marché (Tableau 1).

La biomasse est la forme la plus fréquente de source d’énergie renouvelable utilisée dans le chauffage urbain. Son usage est en train d’augmenter dans les réseaux de plusieurs pays européens, et certaines technologies sont déjà compétitives avec les chaudières à combustibles fossiles dans certains pays (Lire : De la découverte du feu à la combustion de la biomasse). Concernant l’usage de géothermie, plus de 240 réseaux de chaleur en Europe sont alimentés par cette énergie (Lire : La géothermie). Les premiers ont été développés dans les pays dotés d’un potentiel hydrothermal conséquent (France, Allemagne, Islande, Italie). Mais depuis une quinzaine d’années, les pompes à chaleur basées sur l’usage de la géothermie ont permis à des pays moins bien dotés de développer des réseaux de chaleur dans le but de verdir leurs mix énergétiques (Pays-Bas, Royaume-Uni). En conséquence la dynamique de développement du couplage intersectoriel P2H devrait accroître cette utilisation de la géothermie.

 

Tableau 1 : Part du chauffage urbain dans quelques pays européens en 2017

 

Allemagne Danemark Suède Pologne Finlande Autriche France UE
Part dans la chaleur domestique/tertiaire 9% 62% 52% 43% 38% 8% 3% * 12%
Énergie livrée (TWh)

 

70 29 48 60 30 20 10** nd
Nombre de réseaux

 

1342 394 250 nd nd nd 550 nd

Notes : *La part du chauffage urbain en Italie, Pays Bas et Royaume Uni se situe aussi au niveau de 3%.
**La part d’EnR dans la fourniture de la chaleur urbaine en Franc en 2017 est de 56%.
[Source: © Euroheat&Power. Country by Country 2017.]

 

Entre tous les pays, c’est au Danemark que les solutions les plus innovantes de couplage intersectoriel commencent à être testées car c’est le pays où le chauffage urbain est le plus développé (62% des besoins chaleur des logements) et où la politique électrique à base d’EnR intermittentes est la plus active (47 % d’éolien en 2018). C’est donc dans ce pays que l’on envisage d’utiliser des pompes à chaleur de grande taille et des chaudières électriques comme sources de chaleur de réseaux de chauffage urbain à côté de la biomasse alimentant les chaudières et les cogénérations, ce afin de profiter des surplus d’électricité EnRi, et développer plus avant le stockage intersaisonnier de chaleur[7].

L’efficacité du couplage P2H via le chauffage urbain, est rehaussée par le potentiel de stockage des systèmes de ce chauffage, comme le Danemark commence à l’expérimenter, à la fois pour le court terme et pour l’intersaisonnier[8]. Dans ce dernier cas, l’énergie produite sous forme d’électricité par les éoliennes à l’automne, période de forte production, est consommée sous forme de chaleur en hiver. Le P2H peut ainsi suivre les variations de prix horaires de l’électricité tandis que le réseau de chauffage urbain peut découpler la production et la demande de chaleur qui lui est adressée pendant les périodes de pointe. Le développement du stockage conduit à reporter les investissements en nouvelles chaudières. C’est aussi le moyen d’augmenter de façon indirecte la fourniture d’EnR aux systèmes de chauffage urbain sans investissement supplémentaire en chaudière biomasse (Figure 3).

chauffage urbain - chauffage urbain danemark

Fig. 3 : Réseau de chaleur au Danemark. [Source : © Réseaux de chaleur]

Dans un système énergétique bien intégré, un fournisseur de chauffage urbain peut réagir aux fluctuations de prix sur le marché de l’électricité et contribuer à l’équilibre du réseau en produisant ou en consommant plus d’électricité. La cogénération permet une certaine forme de stockage thermique, qui offre une souplesse aux systèmes combinés d’électricité et de chaleur. Les entreprises de chauffage urbain peuvent également utiliser le stockage de l’énergie thermique, qui est généralement moins coûteux que le stockage de l’électricité, afin d’offrir une plus grande flexibilité au système d’ensemble (Lire : Co-génération et stockage saisonnier de chaleur).

Le chauffage urbain est idéal pour un couplage sectoriel P2H. Deux voies de couplage sectoriel sont possibles :

  • combiner des pompes à chaleur et des chaudières à base d’énergie renouvelable qui fonctionnent de façon complémentaire, les premières pendant les périodes de bas prix de l’électricité résultant des surplus horaires d’électricité EnR, les secondes pendant les périodes de prix élevés ;
  • combiner des pompes à chaleur et une cogénération qui peut passer aisément en mode de production de chaleur seule pendant les épisodes d’électricité à prix bas, ce qui permet une forme de stockage thermique et donne de la souplesse aux systèmes d’électricité, de chauffage et de gaz.

Les systèmes de chauffage urbain offrent alors plusieurs types de flexibilité (Figure 4) :

  • les technologies P2H peuvent absorber les pics de production éolienne pour répondre à la demande de chaleur et stocker, sous forme de chaleur, l’électricité excédentaire disponible à bas prix par la conversion de l’énergie électrique (Cas 1 sur la figure) ;
  • les chaudières à biomasse et le stockage thermique peuvent produire de la chaleur pendant des périodes où aucune flexibilité supplémentaire n’est nécessaire sur le marché de l’électricité (Cas 2 sur la figure) ;
  • les centrales de cogénération peuvent répondre à la demande d’électricité lorsque les prix de gros de l’électricité sont élevés lors des épisodes de faible production éolienne (Cas 3 sur la figure).
couplage P2H chauffage urbain

Fig. 4 : Les différentes formes de flexibilité offertes par le couplage P2H basé sur un système de chauffage urbain. [Source: © Skytte et al. 2019, Flexible Nordic Energy Systems, DTU Library. Acronyme: VRE = Variable Renewables Electricity]

En France, une étude sur les potentiels de stockage de chaleur et de P2H a estimé le potentiel de développement des PAC sur réseau de chaleur à près de 1 000 MW à l’horizon 2030, hors géothermie[9]. Cette solution constitue une alternative à l’usage des déchets et à la biomasse, tout en permettant de réduire les consommations de gaz naturel pendant les semi-pointes de demande. Mais la valeur des PAC et leur déploiement vont être fortement liés à l’évolution des niveaux de température sur les réseaux.

En résumé, dans les réseaux de chauffage urbain, mais ce peut être aussi le cas du chauffage des grands bâtiments tertiaires, les pompes à chaleur couplées à des réseaux alimentés à des cogénérations alimentées par des énergies renouvelables, offrent d’importantes possibilités de décarbonation des usages chaleur. Mais les stratégies doivent être choisies en tenant compte des autres possibilités offertes aux réseaux de chauffage urbain d’utiliser d’autres sources d’énergie renouvelables telles que la géothermie, la biomasse, la chaleur résiduelle des industries et l’énergie solaire thermique. La production d’électricité reposant de plus en plus sur des EnRi, la flexibilité offerte par ce couplage sectoriel prend une valeur économique croissante. On voit ainsi que le Danemark, grâce à la combinaison de grands réseaux de chauffage urbain et une capacité très importante d’énergie éolienne, a de solides arguments pour développer le couplage intersectoriel P2H[10].

 

3. La place du Power to Gas dans la transition bas carbone du système gazier

Le P2G repose sur les procédés d’électrolyse, notamment le procédé alcalin qui est actuellement le mieux placé économiquement, prolongés par la production de gaz naturel de synthèse par méthanation. Tous les procédés à électrolyse doivent tous progresser pour pouvoir rivaliser un jour avec le procédé classique du vapo-réformage du gaz naturel qui est émetteur de CO2. Des pilotes expérimentaux de P2G, destinés à rivaliser avec le procédé classique, ont été développés à la fin des années 1990 et au début des années 2000, mais sans promesse de développement commercial possible[11].

Ceux qui défendent l’idée de mettre en place un système électrique 100% EnR proposent même de produire de nouveau de l’électricité à partir de ce méthane de synthèse aux moments propices. Ce projet de faire du P2G un moyen de stockage intersaisonnier ignore le rendement faible des opérations successive, soit 55% pour les productions d’H2 et de GNS, ou 25% pour la turbine à gaz qui lui succède, d’où le coût élevé du MWh qui aurait été ainsi stocké. C’est sur cette idée que le Power to Gas a été mis en premier sur le devant de la scène car, pour certains ingénieurs, il est le moyen de boucler complètement un système électrique entièrement basé sur les EnR, tout en offrant la seule possibilité de stockage électrique intersaisonnier[12].

En parallèle, la volonté de remplacer le gaz naturel par du gaz vert dans le système gazier devrait conduire à jeter des passerelles entre ce système et les productions électriques, avec des productions d’hydrogène par électrolyse et de GNS (Lire : L’hydrogène). Les filières du Power to Gas intéressent en effet les acteurs du système gazier qui ont besoin de pérenniser les usages actuels du gaz naturel en mettant en avant les possibilités de sa décarbonisation complète par le verdissement progressif du système gazier à l’instar de ce que l’on cherche à faire du système électrique, car c’est la seule voie pour espérer disposer de grandes quantités de gaz décarboné, avec des prolongements dans l’utilisation du gaz naturel synthétique pour le transport. C’est aussi de cette façon que pourraient prendre corps les filières Power to Gas qui s’inscriraient dans le verdissement du système gazier et dans la mise en place d’une économie de l’hydrogène dirigée vers différents types d’usage de l’H2dans l’industrie, les transports et le système gazier (Figure 5).

Le fait de se focaliser sur les seules transformations de vecteur, de l’électricité en hydrogène, puis en méthane, comme le font les avocats du P2G, conduit à ignorer les difficultés de la mutation du système gazier en un système reposant uniquement sur des gaz vert (biogaz, biométhane, H2 de P2G, méthane de synthèse). Cette critique vaut aussi pour la mise en place d’une économie tout hydrogène, dont le P2G pourrait être la clé de voûte, en l’alliant à l’économie électrique à très forte part d’EnRi. Allant plus loin, les avocats du P2G présentent le développement des procédés P2G comme un moyen de donner de la valeur à des capacités supplémentaires d’EnRi électriques pour développer plus avant leur place dans l’ensemble du système énergétique. Mais pour y parvenir les obstacles à surmonter sont considérables : difficultés d’installer des équipements à dépenses d’investissement (capital expenditure –CAPEX) très élevées dans un environnement de prix très incertains ; dans le cas de l’économie de l’hydrogène, nécessité de mise en place d’une infrastructure nouvelle de transport et de distribution soumise à des contraintes de sécurité strictes. 

power to gas - filieres power to gas - gaz - energies renouvelables gaz

Fig. 5 : Les filières Power to Gas de la production à l’usage des gaz.

Pour bien comprendre la portée de ces obstacles, il est indispensable de repartir de la production de gaz à partir de l’électricité d’origine EnR, de s’interroger sur sa contribution possible au verdissement du système gazier et d’évaluer les contraintes au développement d’une économie de l’hydrogène dans laquelle s’intègrerait la production d’électricité verte ou plus largement, d’électricité bas carbone (EnR et nucléaire).

3.1. La place du P2G dans le verdissement du système gazier

Dans tous les cas de figure, l’hydrogène vert et le méthane issu de sa méthanation seront en concurrence avec les autres gaz  verts, le biogaz et le biométhane, dans les politiques de remplacement du gaz naturel fossile[13] (Lire : La gazéification). De quoi s’agit-il quand l’on parle de biogaz et de biométhane ?

Issu de la digestion anaérobie de biomasses diverses, le biogaz comprend entre 50 et 65 % de méthane, parfois jusqu’à 50 % de dioxyde de carbone (CO2) et de petites quantités d’autres gaz et d’impuretés. La plupart des biogaz sont utilisés localement près de leur point de production pour obtenir de l’électricité, de la chaleur, ou les deux à la fois. Chaque installation de production est de petite taille, entre 1 et 2 MW. Quant au biométhane, plus pertinent que le biogaz pour jouer un rôle important dans la mutation souhaitée de l’industrie gazière, il contient généralement plus de 90 % de méthane. Il peut donc être injecté dans le réseau gazier où il peut être mélangé à du gaz naturel fossile (Lire : Méthanisation : du traitement des eaux usées à l’injection du biométhane dans le réseau). Il est produit presque exclusivement à partir du biogaz produit par digestion anaérobie avec une séparation du méthane du CO2 et des autres impuretés afin d’obtenir une composition acceptable pour le réseau de gaz naturel, ce qui peut se faire par diverses méthodes : absorption, filtration sur membrane ou séparation cryogénique. En 2016, sa production avait atteint 17 TWh en Europe, ce qui équivaut à environ 1,6 milliard de mètres cubes (Gm3) de gaz naturel, soit moins de 1 % de la consommation totale de gaz naturel.

Dans une prospective normative de verdissement total du système gazier français à horizon 2050, l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) a publié quatre scénarios en 2018. L’agence n’envisage le P2G que dans l’un d’entre eux, mais elle retient, dans tous, deux autres technologies pour développer à grande échelle le biométhane : la production de méthane à partir de matières organiques par une digestion anaérobie et la pyro-gazéification qui produit du méthane par transformation thermochimique de ressources ligno-cellulosiques. Ces options permettraient sans doute d’accéder à un potentiel plus large de biomasse, mais elles ne reposent sur aucune analyse économique tant soit peu sérieuse.

La production de biométhane restera donc toujours limitée par la disponibilité de matières premières appropriées, alors que le recours au P2G n’est limité que par la disponibilité d’électricité à faibles prix horaires, ce qui conditionne le taux d’utilisation des équipements et la rentabilité des investissements dans l’électrolyse et la méthanation[14]. » Si l’électricité à bas prix (<15€/MWh) est disponible 75 % du temps, le coût du méthane issu du P2G pourrait approcher 50€/MWh, ce qui rejoint les prix actuels et récents du marché du gaz naturel de 20 à 40€/MWh. En revanche, si l’électricité à bas prix n’est disponible que 10 % du temps, avec un prix moyen annuel de l’électricité d’environ 40-50€/MWh, le coût du gaz pourrait atteindre 170€/MWh »[15]. Ceci est confirmé par l’étude de référence de l’ENEA « The potential of Power to Gas« , qui trouve, pour le méthane de synthèse en 2030, un prix de revient de 170 à 185 €/MWh, très nettement au-dessus du prix du gaz naturel fossile, qui se situe autour de 20€/MWh en 2020[16]. Il faut attendre des baisses importantes de coût des technologies et des prix horaires de l’électricité (permis par un développement des EnR à très grande échelle) pour arriver en 2050 à 95 €/MWh.

Reste une inconnue de taille quant à la mise en œuvre à grande échelle du P2G : le choix de l’infrastructure d’acheminement de l’H2, car il s’agit d’un élément-clé de son avenir économique. En effet quand on veut dépasser le stade de l’usage de l’Hproduit en P2G en le mélangeant jusqu’à 5% avec le gaz naturel fossile, on rencontre l’alternative de convertir l’infrastructure actuelle du méthane à l’hydrogène, ou bien de transformer l’H2 en méthane, puis de transporter ce méthane vert dans le système gazier actuel. Dans le premier cas, la transformation de l’infrastructure est coûteuse avec la mise aux normes de sécurité particulières, sachant que cette transformation concerne aussi celle des appareils utilisant actuellement le gaz pour la production de chaleur. Dans le second cas, il faut ajouter à la transformation de l’électricité EnR en hydrogène celle de sa méthanation en GNS.

3.2. Le P2G dans la mise en place d’une économie de l’hydrogène

La mise en place d’une économie de l’hydrogène renvoie à des scénarios idéaux dans lesquels l’hydrogène est supposé devenir le second vecteur de base de la décarbonation du système énergétique. Cette vocation doit l’imposer en dépit des risques de quelques blocages de trajectoire. Pour la production, l’électrolyse doit prendre le pas sur le procédé classique de production par vapo-réformage. Elle doit être alimentée par de l’électricité bas carbone, d’origine EnR via les passerelles du P2G, principalement.

3.2.1. Les divers usages possibles de l’hydrogène

Le développement à grande échelle de l’hydrogène comme vecteur énergétique propre n’est pas une idée neuve mais il n’existe aucun consensus sur la meilleure façon de déployer l’économie de l’hydrogène dans un système énergétique décarboné.

  • Une première possibilité est une utilisation directe comme carburant de transport, via l’usage de piles à combustibles installée dans les véhicules à moteur électrique, mais ce type de véhicule sera en concurrence avec le véhicule électrique à batteries, ce qui devrait limiter son développement dans le créneau des véhicules légers (Lire : Les piles à combustible).
  • L’hydrogène pourrait aussi être utilisé industriellement dans les usages actuels de H– matière première, mais l’Hvert entre alors en concurrence avec l’H2 produit par vapo-reformage du gaz naturel.
  • Un autre usage industriel serait la production de chaleur, dans les applications industrielles qui exigent des températures élevées .
  • L’hydrogène peut être aussi injecté directement dans des réseaux de méthane, à hauteur de quelques pourcents sous des normes de sûreté strictes. Une teneur trop élevée en hydrogène soulèverait des problèmes techniques et de sécurité. Une teneur jusqu’à 5 %, serait acceptable sans affecter le réseau de gaz ou l’équipement de l’utilisateur final[17]. Une telle injection permettrait d’économiser des infrastructures de réseaux pour diffuser ce nouveau gaz vert, mais cette solution est à l’évidence limitée. En revanche, l’hydrogène peut aussi être injecté indirectement dans le système après avoir été transformé en méthane, par combinaison d’ H2 avec du CO2, notamment celui issu du captage du gaz carbonique.

 3.2.2. Les bases d’une économie de l’hydrogène

Pour mettre en place une économie intégrée de l’hydrogène qui se substituerait progressivement à l’économie gazière actuelle, il faut réaliser des investissements importants dans la production d’H2 à grande échelle, le stockage, le transport et la distribution en stations-service sous forte contrainte de sûreté. Dans les usages transports pour lesquels on pourrait se contenter de livraison par camions, il faut s’assurer de la sécurité des dépôts et des stations-service qui possèderont des réservoirs d’hydrogène sous pression, y compris lorsque localisées au cœur des villes.

Des obstacles économiques se dresseront à plusieurs niveaux. D’abord la rentabilisation des équipements de production d’Hpar électrolyse, qui sont à fort CAPEX, est exposée à de nombreux risques, en particulier ceux liés aux incertitudes des niveaux de prix de l’électricité et de leurs évolutions. Ensuite, le développement des infrastructures de transport nécessite des investissements très importants ainsi qu’une bonne coordination avec le développement des consommations dans les différents types d’usage.

À ces différents niveaux, la concurrence des autres vecteurs énergétiques, dont le gaz naturel fossile, constituera un obstacle déterminant. C’est en particulier le cas de la concurrence des véhicules à piles à combustible avec les véhicules électriques à batteries[18], contrainte pour les premiers par le développement de stations-service spécialisées en nombre suffisant, et pour les seconds par l’existence d’un réseau de bornes de recharges. Le consensus actuel des experts n’accorde d’avantage à l’H2 et à la pile à combustibles que dans le transport lourd à longue distance, par rail et voie maritime, ou dans certains transports lourds intra-urbains, collecte d’ordures notamment.

3.2.3. Une possibilité de développement décentralisé

Le développement de l’hydrogène vert dans les usages industriels, à savoir les usages H2-matière première et chaleur haute température, peut s’exonérer du développement des réseaux parce que la production par électrolyse peut se faire in situ, sur les sites industriels. Les usages sur chaque site peuvent être suffisamment importants pour permettre de mettre en place des électrolyseurs de grande taille jusqu’à 10 MWe de puissance d’utilisation, qui seront meilleur marché que les électrolyseurs actuels majoritairement de 1 MWe.

Le développement de systèmes complets à hydrogène incluant du P2G peut s’effectuer aussi à l’échelon local d’une ville, comme l’expérimente la Corée du Sud dans trois projets de ville nouvelle[19], ce qui éviterait de transformer l’ensemble du système de gazoducs ou de développer un nouveau système de transport spécifique. Dans cette approche, la ville développe, avec l’appui financier de l’Etat, les équipements de production (électrolyseurs), l’infrastructure de réseau et de stations-service, les flottes de véhicules à piles à combustibles et l’installation de grandes piles à combustibles dans le secteur commercial et tertiaire. Dans le schéma idéal, l’électricité vient en majorité d’installations solaires PV au sol ou d’éoliennes installées à proximité dans une version locale du P2G. Si ce schéma se généralisait, on serait en face d’une transition bas carbone développée depuis le local. L’histoire dira si ce type de projets est susceptible d’enclencher une dynamique de développement de l’économie de l’hydrogène par le bas. Il faudra pour cela que cette option s’avère économique par rapport au système centralisé du gaz naturel fossile.

 

4. Les couplages intersectoriels électricité-transports

Dans les transports, le couplage de la production électrique à base d’EnR et la demande de transport devrait constituer le principal axe de verdissement du secteur, via l’électrification du secteur des transports (Lire : L’automobile du futur : les techniques en compétition). Certes le gaz naturel de synthèse pour les véhicules (GNV), issu de la méthanation de l’hydrogène vert, et les biocarburants qui devraient compléter ce verdissement, sont des options possibles, mais elles sont coûteuses et apportent peu en termes de bilan carbone, même lorsque les biocarburants sont de 3ème génération.

4.1. L’électromobilité, une passerelle majeure entre les secteurs

La décarbonation des transports est un défi qui ne peut être relevé que par l’adoption à grande échelle des véhicules à très faibles émissions, alimentés par des vecteurs énergétiques bas carbone, ce qui se fera principalement par l’électromobilité (e-mobilité) constituée de véhicules électriques (VE) à batteries et de VE à pile à combustible, les premiers se heurtant à moins de contraintes de développement que les seconds (infrastructure spécifique de transport, stations-service à lourde logistique, contraintes de sécurité élevées). Toutefois certaines analyses de cycle de vie révèlent que des segments du marché de la mobilité, notamment ceux des flottes captives et de certains modes de transport de fret, pourraient être mieux servis par l’hydrogène ou le méthane de synthèse que par les batteries. En d’autres termes, pour le transport sur longue distance, en particulier le transport routier, le transport maritime et l’aviation, une combinaison de véhicules à hydrogène et de véhicules à carburants liquides synthétiques dérivés de l’hydrogène pourrait constituer une solution appropriée.

4.2. Interactions entre secteur électrique et secteur des transports via les batteries de VE

Un intérêt du développement de la mobilité électrique est la possibilité qu’offre l’intégration des VE et leurs batteries dans le système électrique en vue de son équilibrage et de sa stabilité par la capacité de stockage électrique qu’offrira la flotte de VE. Il est en effet vraisemblable qu’au cours des prochaines années le développement ce mode de stockage dominera en raison du déploiement des VE et des difficultés de rentabilisation des projets de stockage par batteries ou air comprimé, sans parler de la saturation des sites de pompage hydraulique[20].

Toutefois, avant que cette promesse se réalise, il faudra d’abord minimiser l’impact sur le système de recharges des batteries de VE en les plaçant de façon à ce que soit évitée la pointe du soir au profit de la charge de nuit, ce qui peut être obtenu sur le modèle bien accepté de l’alimentation de nuit des chauffe-eau électriques. Ce pilotage des soutirages appelé V1G (Vehicle to Griden, mode simple), a toute chance de trouver son modèle économique et de se développer rapidement.

On parle aussi du V2G qui est l’usage en sens inverse des batteries de VE pour les besoins d’équilibrage et de stabilité du système électrique[21]. Dans un vision idéalisée, des opérateurs agrégeraient des batteries en cohortes larges pour injecter de la puissance destinée à soutenir le système électrique lors des baisses de production des EnRi. Ce Vehicle to Griden verse fonctionnerait sur la base d’une rémunération des propriétaires de véhicules. Mais, alors que l’intérêt économique du pilotage V1G est avéré et les solutions disponibles, le V2G impose le développement d’une infrastructure numérique particulière et soulève des questions :

  • techniques, telles que la sollicitation des batteries,
  • économiques, telles que les pertes techniques ou la rémunération des propriétaires pour le service à évaluer,
  • institutionnelles telles que le type de contrats.

L’avenir du V2G paraît donc bien moins assuré que celui du V1G.

 


Voir 2ème partie de l’article (Les couplages intersectoriels Power to Gas et Power to Heat : quel rôle dans la transition énergétique ? (2ème partie)qui comporte aussi les références bibliographiques complètes et deux annexes :

  • Les procédés P2G de production de gaz « électro-verts »
  • L’évaluation économique des filières Power-to-Gas

 


Références

Image de couverture. [Source : Natural Gas Generator]

[1] La bibliographie de cet article ainsi que l’annexe intitulée « Les procédés P2G de production de gaz électro-verts » sont publiées à la fin de la 2ème partie de cet article.

[2] On rencontre aussi les acronymes PtoH et PtoG

[3]Le chauffage urbain peut utiliser de multiples sources d’énergie renouvelables comme la géothermie basse enthalpie, le solaire thermique et les sources de biomasse dont les déchets ménagers. Il peut utiliser aussi la chaleur résiduelle de centrales ou de procédés industriels, et le solaire thermique.

[4] Noter que les pompes à chaleur sont théoriquement réversibles et seraient donc également capables de fournir du froid aux bâtiments. Sur les 800 000 pompes à chaleur vendues en Europe en 2015, plus de 450 000 étaient réversibles.

[5]Kiss, Nedj, Jakob, 2011

[6] Point traité plus loin.

[7]Bergaentzle et al., 2018.

[8]Le stockage de court terme désigne le stockage horaire et quotidien dans des citernes d’eau chaude ainsi que dans le réseau de chauffage urbain lui-même. Le stockage de chaleur saisonnier désigne le stockage thermique entre les saisons, souvent avec une vitesse de remplissage et de vidange plus lente que pour les techniques de stockage à court terme, mais une possibilité de stocker l’énergie thermique pendant des périodes plus longues.

[9]ADEME, ATEE, Etude PEPS3, 2016.

[10]Skytte et al. 2018.

[11]Dans l’annexe 1 (2ème partie), on présente les trois procédés d’électrolyse développées ou en développement, ainsi que les deux procédés de méthanation de l’H2 vert, la méthanation catalytique et la méthanation biologique

[12]Voir la première étude de l’ADEME sur le 100% EnR électriques (ADEME, 2016)

[13] Lambert, 2018.

[14]Le nombre d’heures pendant lesquelles les prix du marché électrique sont bas dépend étroitement de la part des EnRi dans la production électrique.

[15] Lambert, 2018, pp. 5-6.

[16] Etude ENEA, 2016, résumée en annexe 2 (2ème partie).

[17]La Commission européenne est d’ailleurs en train de normaliser le pourcentage des teneurs pour ne pas bloquer les échanges de gaz entre pays.

[18]Lesser, 2019.

[19]Voir l’article d’Eric Lesser du 10 décembre 2020, https://www.transitionsenergies.com/coree-sud-villes-nouvelles-hydrogene/

[20]Un million de véhicules à batteries représentera de 40 à 70 GWh de capacité de stockage/jour en énergie, soit une demande d’une dizaine de GWh de recharges quotidiennes. Celle-ci correspond au maximum à une demande en puissance appelée au réseau de 1500 à 2500 MW si toutes les recharges du jour sont faites en même temps, sur la base d’une puissance moyenne de recharge de 10 kW par batterie.

[21]Merley et Vilain, 2019.

 


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