Power to Gas : comment transformer l’électricité en gaz ?

publié le 08/02/2022 | mis à jour le 28/08/2024 | par Alexia Lalanne

Qu’est-ce que le Power to Gas ?

Commençons par présenter la conversion d’électricité en gaz ou Power to Gas, en anglais, un procédé complexe et moderne.

Définition du Power to Gas

Le Power to Gas (P2G) permet d’obtenir une énergie chimique à partir d’une énergie électrique. Il s’agit là de transformer une énergie d’origine renouvelable ou bas carbone en hydrogène (H) qui peut ensuite être utilisé sous cette forme ou converti en un gaz de synthèse vert, selon les besoins.

Une fois transformée en gaz vert, grâce à des processus que nous expliquerons par la suite, l’énergie est injectée dans le réseau de gaz naturel afin d’être acheminée jusqu’aux consommateurs finals.

L’énergie électrique transformée en gaz peut provenir d’installations :

• exploitant des ressources renouvelables : éoliennes ou centrales solaires ;
• bas carbone : centrales nucléaires.

Cependant, c’est l’électricité verte qui est particulièrement intéressante pour le système de Power to Gas. En effet, cela permet de produire un gaz issu d’une ressource qui émet des quantités de CO₂ quasi nulles. Certes, la production d’électricité nucléaire génère elle aussi très peu de CO₂, mais la ressource utilisée reste fossile et épuisable, contrairement au vent ou au soleil qui sont gratuits, renouvelables et présents en abondance sur le territoire.

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Un procédé vertueux

La conversion d’électricité en gaz est un procédé de production de gaz vert qui s’ajoute à deux autres moyens déjà utilisés :

• la méthanisation qui est issue de la dégradation des déchets végétaux et organiques ;
• la pyrogazéification ou gazéification qui consiste à chauffer des déchets à très haute température, entre 900 et 1 200 °C.

À l’heure où les énergies renouvelables sont encore sous-exploitées sur le territoire, le Power to Gas en France apparaît comme une solution d’avenir. Cela permettrait notamment d’atteindre les objectifs fixés par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Cette loi exige que la part des énergies renouvelables s’élève à 32 % de la consommation finale brute d’ici 2030. C’est d’ailleurs pour respecter cette loi que les projets de Power to Gas se développent de plus en plus. Nous présenterons ces principaux projets dans la suite de l’article.

L’intérêt du Power to Gas

Avec le P2G, il ne s’agit pas de créer une nouvelle forme d’énergie, mais d’optimiser l’électricité produite qui ne peut pas être consommée immédiatement. Rappelons que les énergies renouvelables, comme l’électricité issue des éoliennes ou celle générée par les parcs solaires, sont intermittentes. Impossible à prévoir à l’avance, la quantité de vent ou de soleil captée par une éolienne ou une cellule photovoltaïque dépend uniquement des conditions météorologiques. Ainsi, dans le cas où il y a beaucoup de vent, mais une faible demande des consommateurs, l’énergie éolienne n’est pas exploitée à son maximum. Il en est de même pour l’énergie solaire. Cette vérité pénalise le rendement des installations souvent très coûteuses. Grâce au Power to Gas, il est possible d’optimiser au mieux le rendement de ces structures qui permettent de générer une énergie plus propre, à partir d’une ressource gratuite et inépuisable.

Rappelons qu’en plus d’être générée de manière imprévisible, l’électricité éolienne et solaire est difficile à stocker en grandes quantités. Afin d’optimiser le rendement d’une installation éolienne ou solaire, l’excédent d’énergie électrique produite peut donc être récupéré afin d’être transformé, grâce au Power to Gas.

Un projet d’avenir

Le Power to Gas est sans nul doute l’avenir de la production de gaz vert. Il permet tout d’abord d’augmenter le rendement des éoliennes et des parcs solaires photovoltaïques. Ainsi, sur les sites équipés de systèmes Power to Gas, les moyens de production électrique peuvent tourner à plein régime lorsque les conditions sont favorables (beaucoup de vent, de soleil, etc.). D’autre part, la production locale de gaz vert offre la possibilité de réduire les besoins en gaz naturel, un hydrocarbure fossile que la France est obligée d’importer en totalité.

Une étude réalisée conjointement par l’ADEME, l’Agence de la transition écologique, et GRDF, a permis de conclure qu’« Avec un taux de pénétration des énergies renouvelables électriques supérieur à 50 % en 2050, le Power to Gas permettrait de produire entre 20 et 30 TWh/an de gaz renouvelable injectable dans les réseaux existants, s’imposant comme une solution de stockage des excédents de longue durée. » (Source GRDF, communiqué de presse sur le Power to Gas datant de 2019.)

Le principe de fonctionnement du Power to Gas

Passons au fonctionnement du Power to Gas, un mécanisme qui fait appel à la chimie pour passer de l’électricité au gaz en utilisant de l’eau. Les opérations que nous allons présenter en suivant ont lieu dans ce qui est nommé un « démonstrateur Power to Gas », une unité entièrement dédiée au procédé.

Qu’est-ce que l’électrolyse de l’eau ?

La conversion de l’électricité en hydrogène repose sur l’électrolyse de l’eau. Il s’agit d’un processus chimique qui permet de décomposer les molécules d’eau (H₂O) en dihydrogène (H₂) et en dioxygène (O₂) à l’aide d’un courant électrique.

Découverte par deux chimistes anglais en 1800, l’électrolyse de l’eau utilise une cellule électrolytique (un récipient avec de l’eau) dans laquelle sont plongées deux électrodes, l’anode et la cathode. Les électrodes sont reliées aux pôles opposés de la source d’énergie d’où provient le courant continu (éolienne, etc.).

L’eau, de symbole H₂O, est constituée de deux atomes d’hydrogène et d’un atome d’oxygène. Cette ressource vitale est essentielle dans cette transformation, car c’est à partir de cet élément que l’hydrogène va être récupéré. Cependant, l’eau conduit faiblement le courant. Pour que l’électrolyse de l’eau soit plus simple à réaliser, un additif hydrosoluble est donc ajouté dans la cellule électrolytique de l’électrolyte, une substance liquide chargée en ions mobiles.

Remarquez qu’il existe plusieurs types d’électrolyseurs, utilisant différents procédés pour séparer les molécules de l’eau :

• un électrolyseur alcalin qui contient une solution aqueuse d’hydroxyde de potassium ;
• un électrolyseur PEM (Proton Exchange Membrane) dont électrolyte solide est pourvu d’une membrane polymère ;
• un électrolyseur à haute température qui décompose les molécules d’eau en vapeur.

Le passage de l’électricité à l’hydrogène

Lors de l’électrolyse de l’eau, une réduction chimique (appelée oxyréduction) se produit. C’est alors que les atomes de la molécule d’eau H₂O vont être chimiquement séparés afin d’obtenir des ions hydroxyde HO– et hydrogène H+. Une autre réaction chimique a ensuite lieu au niveau de la cathode, il s’agit de l’hydroréduction qui va former du dihydrogène gazeux (H₂). L’hydrogène gazeux est ainsi créé à partir d’un courant électrique et d’eau.

Voici un schéma qui simplifie le passage de l’électricité à l’hydrogène gazeux :

Mais le procédé de Power to Gas ne s’arrête pas là, car à ce stade, l’hydrogène est bien trop dangereux à stocker ou à utiliser, en raison de sa grande inflammabilité (il contient en effet un niveau d’oxygène trop élevé). De ce fait, pour le rendre moins inflammable, l’hydrogène est transformé en méthane (CH₄), un gaz de synthèse qui pourra être :

• utilisé tel quel afin d’alimenter des véhicules ou simplement pour être retransformé en électricité (grâce à la cogénération) ;
• injecté dans le réseau de gaz naturel.

La destination de l’hydrogène dépend des besoins. Si le site où se passe le Power to Gas peut être alimenté en hydrogène, alors il reste sur place. Dans le cas contraire, l’hydrogène est transformé en méthane afin d’être injecté dans les réseaux de distribution du gaz qui peut être local ou national.

De l’hydrogène au méthane

Nous l’avons évoqué précédemment, l’hydrogène riche en atomes d’oxygène est hautement inflammable. Afin qu’il puisse être utilisé en toute sécurité, il est donc transformé en méthane. L’hydrogène peut cependant être utilisé sur place, en le mélangeant à du méthane.

La méthanation est la réaction qui permet d’obtenir du méthane à partir de dihydrogène et de dioxyde de carbone. Elle utilise pour cela un catalyseur dans lequel des réactions chimiques vont se produire. Voici un schéma explicatif (issu lui aussi d’une illustration publiée par le site californien SoCalGas).

Nous le voyons dans le schéma, du CO₂ est utilisé dans le processus de méthanation. Ce gaz polluant n’est pas capté au hasard, il provient généralement des cheminées des usines installées dans les parages du site de conversion d’électricité en gaz. Ces usines sont là depuis longtemps et leur implantation a joué un rôle important dans le choix de l’emplacement du démonstrateur de Power to Gas.

C’est cette particularité qui est encourageante, car en plus de produire du gaz à partir d’électricité verte, le Power to Gas permet de recycler le CO₂, un gaz responsable de l’augmentation de l’effet de serre (et donc du réchauffement climatique). Cependant, le méthane est lui aussi un gaz à effet de serre.

Le méthane ainsi obtenu, composé d’un atome de carbone et de 4 atomes d’hydrogène (formule chimique du méthane : CH₄), est injecté dans le réseau de distribution de gaz. Il peut également être entreposé avec le gaz naturel et le biogaz qui sont conservés dans des sites de stockage répartis sur le territoire.

Les projets Power to Gas en France

Pour développer la technique du Power to Gas, la France a développé des projets pilotes que nous allons présenter à travers ce chapitre. Leurs innovations laissent présager un avenir prometteur pour le P2G.

Le projet Jupiter 1 000

Lancé en 2016 par le gestionnaire du réseau de transport du gaz GRTgaz, le projet Jupiter 1 000 est le plus grand démonstrateur Power to Gas en France.

Les différents acteurs du projet Jupiter 1 000

Ce projet d’envergure a nécessité l’intervention de nombreux acteurs de la filière gazière :

• GRT Gaz, l’initiateur du projet ;
• le CEA, Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives ;
• la CNR, Compagnie nationale du Rhône ;
• Khimod, une société qui « développe des unités de production de molécules d’intérêt par synthèse catalytique » (source : Alcen) ;
• Leroux & Lotz, un groupe industriel investi dans la transition écologique ;
• McPhy, une entreprise basée dans la Drôme qui développe des solutions de stockage de l’hydrogène ;
• Le port de Marseille-Fos qui accueille le projet Jupiter 1 000 installé au niveau de la pépinière Innovex, dans la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer (13) ;
• RTE, Réseau de transport de l’électricité, qui gère le transport de l’énergie électrique sur le réseau de ligne haute tension ;
• Teréga, gestionnaire du réseau de transport du gaz dans le sud-ouest de la France, mais aussi responsable de plusieurs sites de stockage du gaz.

Tous ces acteurs aux compétences variées ont permis le développement du projet Jupiter 1 000. Que ce soit pour l’acheminement de l’électricité jusqu’à Fos-sur-Mer, en passant par l’électrolyse de l’eau, le stockage de l’hydrogène ou du méthane, chaque acteur a un rôle essentiel au projet Jupiter 1 000.

Le coût du projet Jupiter 1 000

Le coût du projet Jupiter 1 000 a été estimé à 30 millions d’euros. Il a fait l’objet d’un financement par l’État, l’Union européenne et la Région Sud qui ont contribué à hauteur de 10 millions d’euros. Du côté de l’État, c’est l’ADEME, l’Agence de la transition écologique, qui a investi l’argent pour le projet Jupiter 1 000.

Pour investir autant d’argent, il a été nécessaire de présenter un projet solide et durable dans le temps. De ce fait, les ingénieurs ont annoncé une production de 5 millions de kWh de gaz vert sur une durée de 3 ans.

La mise en service de Jupiter 1 000

À ce jour, le projet Jupiter 1 000 est toujours en développement.

Le 20 février 2020, GRT Gaz réalise la toute première injection d’hydrogène dans le réseau de transport de gaz naturel, au moyen de l’électrolyseur alcalin. Ce fut un évènement historique, à l’heure où la transition écologique a besoin d’être accélérée. L’électrolyse a ensuite été stoppée en raison du confinement sanitaire mis en place par le gouvernement français en mars 2020.

Le projet a depuis repris.

Comment fonctionne le projet Jupiter 1 000 ?

Le démonstrateur Power to Gas de Fos-sur-Mer comporte deux types d’électrolyseurs, un alcalin et un PEM. Il profite du grand développement industriel de la zone portuaire de Fos-sur-Mer afin d’avoir tous les équipements nécessaires à proximité. Ainsi, des sites de stockage de gaz sont déjà à disposition, des usines rejetant du CO₂ sont également là, tandis que le réseau de gaz naturel est déjà relié aux ports méthaniers de Fos (Fos-Cavaou et Fos-Tonkin).

L’électricité en surplus qui arrive via les lignes de haute tension est transformée en hydrogène grâce aux deux électrolyseurs présents sur le site. L’hydrogène est ensuite converti en méthane de synthèse à l’aide d’un réacteur de méthanation et d’une structure destinée à capter le CO₂ provenant de fumées générées par des sites industriels à proximité. Enfin, un projet d’éolienne flottantes au large de Fos-sur-Mer est en cours et devrait voir le jour en 2023.

Le projet GRHYD

Le projet de démonstrateur GRHYD a été lancé en 2014. GRHYD signifie « Gestion des réseaux par l’injection d’hydrogène pour décarboner les énergies » et a été testé dans la Communauté urbaine de Dunkerque.

Les acteurs du projets GRHYD

Ce démonstrateur P2G est né d’un appel à projets lancé par l’ADEME. 11 partenaires ont pris part à l’aventure :

• Engie, le producteur et fournisseur historique de gaz en France ;
• le CEA, Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives ;
• le CETIAT, Centre technique des industries aérauliques et thermiques ;
• l’Ineris, Institut national de l’environnement industriel et des risques ;
• Areva H2Gen, devenu Orano, spécialisé dans la conception d’électrolyseurs ;
• McPhy, spécialiste du stockage de l’hydrogène ;
• Engie Inéo dont les activités tournent autour du génie électrique, des systèmes d’information et de communication, de la cybersécurité et de la vidéosurveillance ;
• GNVert, une filiale d’Engie qui commercialise le GNV (Gaz naturel pour véhicules) ; 
• GRDF, le gestionnaire du réseau de distribution du gaz ;
• la communauté urbaine de Dunkerque où se déroule le projet ;
• la STDE, Société des transports de Dunkerque et extensions, dont les bus vont servir à expérimenter l’utilisation de l’hydrogène obtenu grâce au Power to Gas.

Le coût du projet GRHYD

Le projet de démonstrateur GRHYD a coûté 15 millions d’euros, soit la moitié du projet Jupiter 1 000. Cette somme a permis de couvrir la construction de deux démonstrateurs :

• un pour les transports, dans le cadre du développement industriel du carburant Hythane ;
• un pour la zone d’habitations incorporée au projet.

En plus, le site comprend trois containers, un pour l’électrolyse, un pour le stockage et un pour l’injection du méthane dans le réseau de gaz.

La mise en service de la GRHYD

Lancé en 2014, GRHYD fut un projet pilote. Il a atteint sa capacité maximale en 2019. Comme prévu dès le départ, l’expérimentation du projet GRHYD a duré 2 ans.

Ce projet est de petite envergure, ce qui signifie que le méthane issu d’énergies renouvelables (éoliennes et photovoltaïque) a été uniquement injecté dans le réseau de chaleur d’un quartier témoin.

Comment fonctionne le site GRHYD ?

Contrairement à Jupiter 1 000, le projet GRHYD a été instigué afin de développer un nouveau biocarburant, l’Hythane, et d’alimenter un réseau de chauffage d’une ville. Dès le départ, il a donc été utilisé à des fins expérimentales. Son succès est prometteur pour la filière Power to Gas.

Si le premier démonstrateur permettait de générer de l’hydrogène pour les véhicules, le second démonstrateur Power to Gas a été utilisé afin d’alimenter la chaufferie d’un quartier. Il s’agissait d’une zone d’habitation de 200 logements à Cappelle-la-Grande, dans les Hauts-de-France. Cette chaufferie a été développée pour fonctionner avec un mélange d’hydrogène et de gaz naturel. Ici, la proportion d’hydrogène ne dépassait pas 20 % du volume total de combustible.

Comment se développe le Power to Gas dans les pays voisins ?

Le site du démonstrateur Power to Gas Jupiter 1000 est régulièrement visité par des délégations étrangères. L’objectif des différents visiteurs : en apprendre plus sur cette technologie porteuse d’espoir pour la production énergétique future.

Il est utile de préciser que les projets de démonstrateurs Power to Gas sont des innovations qui n’ont que quelques années. En Europe, quelques projets fleurissent, mais c’est en Allemagne que les démonstrateurs sont particulièrement développés. Dans ce pays, où les centrales à charbon sont encore nombreuses à fonctionner, on dénombre des projets de grande envergure, comme ceux de :

• Energiepark Mainz, au sud de Mayence, dans l’ouest de l’Allemagne. Ce site développe une puissance de 6 MW, c’est le plus grand au monde (en comparaison, Jupiter 1 000 a une puissance de 1 MW) ;
• WindGas Falkenhagen, au nord-ouest de Berlin. En activité depuis 2013, il a une capacité de 2 MW.

Dans le reste du monde, quelques projets de petite envergure sont en déploiement, en particulier au Japon et aux États-Unis.

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Les avantages du Power to Gas

Suite à toutes les explications que nous venons de donner, il est certain que le Power to Gas est un projet d’avenir qui mérite d’être développé à plus grande échelle dans les années à venir. Et cela pour plusieurs raisons.

Valoriser le surplus d’électricité d’origine renouvelable

L’électricité a la particularité d’être consommable en temps réel. Il faut donc qu’elle soit utilisée dès qu’elle est produite par les consommateurs. Par exemple, l’électricité que vous utilisez à cet instant précis est générée en ce moment même par les éoliennes, les parcs photovoltaïques (si l’ensoleillement le permet), les centrales nucléaires, mais aussi les centrales hydroélectriques.

En éteignant vos lumières et autres appareils consommant de l’électricité, vous diminuez vos besoins. C’est cet acte incontrôlable par le gestionnaire du réseau de transport (RTE) qui doit être anticipé afin de ne pas avoir trop d’électricité en excédent (c’est-à-dire qui n’est pas demandée par les consommateurs). L’enjeu est de taille, car comme dit plus bas dans l’article, le stockage de l’électricité est compliqué.

Bonne nouvelle, grâce au Power to Gas, les démonstrateurs récupèrent le surplus d’énergie verte ou bas carbone (celle des centrales) pour créer une autre forme d’énergie, un gaz vert composé d’hydrogène et de méthane. Le Power to Gas permet donc de valoriser ce surplus d’électricité qui n’est pas utilisé.

Recycler le CO₂ émis lors de la production d’électricité

Lorsqu’ils fonctionnent, les sites industriels dégagent de grandes quantités de CO₂. Ce gaz à effet de serre part dans l’atmosphère où il contribue au réchauffement climatique (nous vous donnons ici une explication simplifiée).

Grâce au Power to Gas, une partie de ce dioxyde de carbone polluant sert à produire du méthane. Rappelons-le, le méthane est tout simplement une combinaison d’atomes d’hydrogène et de carbone.

C’est ainsi que les démonstrateurs de Power to Gas Jupiter 1 000 récupèrent ce CO₂ pour le transformer en méthane. Pour cela, ils utilisent des briques de captage de CO₂ développées par Leroux & Lotz, l’un des acteurs du projet.

En d’autres termes, le CO₂ d’origine fossile sert à produire un gaz vert.

Décarboner le réseau de gaz

En France, le gaz vert obtenu principalement par méthanisation représente une toute petite part du gaz qui est consommé. En effet, les réseaux sont fortement alimentés par du gaz naturel, d’origine fossile et polluant.

C’est ici qu’intervient le Power to Gas. Grâce à la production d’un gaz de synthèse issu de ressources renouvelables, le combustible utilisé par les consommateurs est beaucoup moins nocif pour la planète.

Sur le long terme, mais aussi à court terme, le Power to Gas contribuerait donc à décarboner la filière gaz en France. C’est-à-dire que l’utilisation d’un gaz vert pourrait pas à pas remplacer les besoins en gaz naturel d’origine fossile. À terme, cela mènerait à une réduction des émissions de dioxyde de carbone de la part de la filière gaz.

Soutenir la production locale d’énergies renouvelables

Répétons-le, le Power to Gas est une solution d’avenir. Le projet GRHYD a par exemple servi à encourager la filière de carburants écologiques. Les producteurs de gaz vert ont eux aussi pu voir que produire facilement un gaz propre est possible.

Gardons espoir dans le fait que les démonstrateurs P2G puissent se développer massivement dans les années à venir sur notre territoire.

Les limites du procédé

Le problème aujourd’hui est que la production éolienne et photovoltaïque est fortement imprévisible et aléatoire. C’est pour cela que les centrales nucléaires turbinent en permanence et fournissent une grande part de l’énergie électrique en France (sauf quand les réacteurs sont à l’arrêt pour maintenance).

RTE a la difficile mission de maintenir une certaine stabilité entre l’offre et la demande d’électricité. En clair, il est nécessaire que la quantité d’électricité produite et la quantité d’énergie consommée (demandée par les consommateurs) soient identiques, comme nous l’avons expliqué plus haut. Il est toutefois autorisé un petit excédent d’énergie qui sera envoyé vers des moyens de stockage de l’électricité, qui n’ont pas de grandes capacités si on les compare à ceux du gaz. Le reste, c’est-à-dire l’électricité qui n’est pas utilisée, est tout simplement perdu.

Seulement, la production nucléaire, éolienne ou encore photovoltaïque ne peut pas être arrêtée d’un coup lorsque la demande faiblit. Il est en effet impossible de stopper une fission nucléaire en cours, par exemple, ou d’arrêter les pâles d’une éolienne en quelques secondes. Pour mettre les structures au ralenti, il faut un certain temps, plus long que le fait d’appuyer sur un interrupteur.

D’un autre côté, si la demande augmente soudainement, les moyens de production ont aussi besoin d’un certain temps pour augmenter leur productivité. RTE doit donc veiller en permanence à ce que l’offre suive la demande. Si elle est excédentaire, il y a trop d’électricité. Si elle est insuffisante, le pays ou certaines villes risquent le blackout, que nous appelons « délestage électrique ».

De ce fait, face à l’imprévisibilité de l’excédent d’énergie qui peut être produit à tout moment, la quantité de gaz obtenue par le Power to Gas est elle aussi aléatoire. Elle dépend en effet du rapport entre l’offre et la demande. Sur certains parcs éoliens et solaires, la solution pourrait être de produire en excédent, essentiellement pour amortir les coûts d’investissement des sites dédiés au Power to Gas.

En conclusion, nous pouvons dire que le Power to Gas est une technique prometteuse pour produire du gaz vert à partir d’électricité d’origine renouvelable. Cet article nous a démontré qu’il est l’avenir de la production de gaz et qu’il permettra de générer un combustible plus propre dont la ressource est inépuisable. Nous reviendrons sur la question dans quelques années…

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