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Energies renouvelables : le “power to gas” comme solution de stockage

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Aujourd’hui, la part du renouvelable représente 14% de la production énergétique en France.
"Aujourd’hui, la part du renouvelable représente 14% de la production énergétique en France." (Crédits : Fotolia)
La question du stockage est centrale dans le domaine des énergies renouvelables. Comment conserver une électricité, issue principalement de l’éolien et du photovoltaïque, alors que la production peut, parfois, dépasser la demande ?

Aujourd'hui, la part du renouvelable représente 14% de la production énergétique en France. En 2020, l'objectif est de porter cette proportion à 23%. Le stockage de cette énergie est un enjeu, évoqué notamment dans la loi sur la Transition énergétique. "A partir du moment où le parc du renouvelable devient important, l'hydrogène est le seul moyen connu pour stocker en grande quantité", explique Philippe Boucly, vice-Président de l'AFHYPAC (Association Française pour l'Hydrogène et les Piles à Combustible) et conseiller spécial chez GRTgaz.

Adapter la distribution à la demande

Le "power to gas", la conversion de cette électricité issue du renouvelable (éolien et photovoltaïque), en un autre vecteur énergétique est une solution pour la stocker. Modifier l'électricité en gaz et plus particulièrement en hydrogène permet de réutiliser cette énergie plus tard, lorsque les utilisateurs en auront besoin.

"C'est un outil de flexibilité qui permet l'intégration du renouvelable dans les réseaux électriques" ajoute Philippe Boucly.

Cet hydrogène, transformé par électrolyse et ensuite injecté dans le réseau gazier peut ainsi être stocké. D'après une étude pilotée par l'Ademe en 2014, la quantité d'hydrogène injectable dans le réseau est limitée à 2%. Une régulation liée aux préoccupations de sécurité, de fuites et de compatibilité. L'agence environnementale avait alors prévenu que ce gaz transformé ne dépassera pas 15 à 20% de l'énergie disponible dans le pays.

Des expérimentations en France

Dans le Grand port maritime de Marseille, le projet "Jupiter 1000" a été lancé fin mars. Il s'agit du premier démonstrateur de conversion d'électricité issu du renouvelable en gaz en France. D'un coût de 30 millions d'euros, Jupiter 1000 devrait être mis en service en 2018. Le but de ce test est d'étudier la viabilité technique et économique du power to gas en France.

Encore en phase d'expérimentation en France, plusieurs sites sont concernés. A Marseille donc, mais aussi dans le Dunkerquois, en Corse et en Normandie. Le projet GRHYD dans le Nord doit alimenter 100 logements grâce au power to gas à partir de 2017. L'hydrogène est aussi utilisé pour faire rouler des bus dans l'agglomération de Dunkerque.

Une technique "qui reste chère"

C'est une technique "propre mais qui reste chère, il y a besoin d'un soutien financier", ajoute Philippe Boucly.

"Dans la mesure où le renouvelable va prendre de plus en plus de place", ajoute-t-il, il va aussi falloir "développer des services" en conséquence. Ces services peuvent passer par un "réseau d'interconnexions" à l'échelle de l'Union européenne ou par un jeu sur la demande en envoyant "des signaux pour que les utilisateurs arrêtent ou branchent leurs appareils".

Et si "les choses se mettent en place progressivement", la loi rattrape peu à peu la réalité du terrain. L'article 121 de la loi sur la Transition énergétique précise en effet que le Gouvernement devra remettre en août 2016, "un plan de développement du stockage des énergies renouvelables par hydrogène décarboné".

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Commentaires
a écrit le 21/04/2016 à 21:00 :
Non, la seule solution qui marche techniquement et économiquement, c'est le pompage avec les STEP. Bizarrement alors qu'on pousse les énergies renouvelables autant qu'on peut, il n'y a pas un seul nouveau projet de STEP en France.

Pour le power to gaz, le problème de base c'est le rendement, dans le cas d'un cycle complet si on régénère de l'électricité avec le gaz, il est catastrophique, il reste environ 25% de l'électricité de départ.

Si je défends les STEP, il faut reconnaitre un problème, avec 20% de perte, il n'est pas si simple de calculer pour stocker au bon moment, pour être sûr de pouvoir revendre plus de 20% plus cher, et de faire des cycles suffisamment souvent pour rentabiliser l’équipement sur l'année. Les STEP allemande et suisses sont confrontées à ce problème en ce moment.

Ok, mais alors imaginez ce que ça donnerait avec du power to gas qui perd un pourcentage énormément plus élevé et qui repose sur des technos très couteuses en investissement ! L'idée est en fait complètement fantaisistes, émise par des gens qui n'ont pas notion des réalités derrière.

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