La conversion d'électricité en gaz (, P2G ou PtG) est un procédé de transformation de l’énergie électrique en énergie chimique. La principale application de ce procédé est la valorisation de l'électricité excédentaire (quand la production dépasse la demande ou les capacités de flexibilité du système électrique) sous une forme stockable à moyen et long terme. La conversion repose sur l'électrolyse d'eau par de l'électricité pour produire du dihydrogène, ou sur la réaction de méthanation pour produire du méthane (parfois dit Hithane) via la réaction de Sabatier avec le dioxyde de carbone Ludger Eltrop, Glances at Renewable and Sustainable Energy - Principles, approaches and methodologies for an ambiguous benchmark, , Springer, 2013, 112 , lire en ligne..
Le gaz produit est utilisé sur place ou injecté dans les réseaux existants (de distribution ou de transport de gaz naturel) permettant ainsi son stockage, son transport et sa valorisation par mélange avec le gaz naturel.
En particulier, certaines énergies renouvelables (éolien, photovoltaïque) étant intermittentes, leur intégration aux réseaux électriques nécessite d'absorber leurs surplus de production d'électricité. Le problème est d'autant plus important qu'elles doivent représenter une part significative du mix électrique à l'horizon 2030Étude portant sur l’hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l’électricité excédentaire , ADEME, GRTgaz, GrDF, septembre 2014., en France, qui s’est fixé l’objectif de porter la part des énergies renouvelables à 32 % de la consommation finale brute en énergie par la loi du relative à la transition énergétique pour la croissance verte., comme en Allemagne et au Danemark, fortement impliqués dans la transition énergétique. La conversion de l'électricité excédentaire en un autre vecteur énergétique, puis sa restitution, est l'une des solutions à ce problème. Un atout de la conversion en gaz est que le réseau de gaz existe déjà ; aucune infrastructure nouvelle n'est à construire.
Ce procédé est ainsi promu par plusieurs études de transition énergétique, dont en France les scénarios « négaWatt 2017 »Comparer le diagramme 2015 simplifié et le diagramme 2050 simplifié de la « Représentation des flux d’énergie : des ressources primaires aux usages », association négaWatt. ., l'avis du Conseil économique, social et environnemental de ., le rapport Visions 2030-2050 de l’ADEME en 2013Contribution de l'ADEME à l'élaboration de visions énergétiques 2030-2050 , ADEME, juin 2013. et GrDF..
Production de gaz L'électrolyse de l'eau permet de séparer les atomes d'oxygène et d'hydrogène de la molécule d'eau. Le dihydrogène produit peut être utilisé sans transformation, .
Toutefois, le dihydrogène requiert des mesures de sécurité particulières, du fait de sa très grande inflammabilité en présence de dioxygène, et son stockage requiert d'utiliser des matériaux peu poreux pour éviter toute fuiteStocker l’hydrogène , Air Liquide (consulté le 25 novembre 2019).. Pour simplifier son stockage et réduire son inflammabilité, il peut être converti en méthane par une réaction de méthanation qui consiste à associer du au dihydrogène pour former du méthane de synthèseVoir réaction de Sabatier..
Tant le dihydrogène que le méthane peuvent être utilisés comme carburant, combustible ou reconvertis en électricité par cogénération ou pile à combustible. À chaque conversion, une partie de l'énergie électrique initiale est perdue (voir tableau ci-dessous).
+ Rendement de conversion de l'électricité selon les filières, rapport de l'Institut Fraunhofer, qui est spécialisé dans l'énergie éolienne et la technologie des systèmes énergétiques (IWES), Kassel, février 2011, voir tableau 18.. Transformation Rendement (%) Remarque Courant électrique → Gaz Hydrogène 54–72 comprimé à Méthane (SNGSNG, de l'anglais .) 49–64 Hydrogène 57–73 comprimé à (réseau de gaz) Méthane (SNG) 50–64 Hydrogène 64–77 sans compression Méthane (SNG) 51–65 Courant électrique → Gaz → Courant électrique Hydrogène 34–44 comprimé à transformé à 60 % en courant Méthane (SNG) 30–38 Courant électrique → Gaz → Courant électrique et Chaleur (cogénération) Hydrogène 48–62 comprimé à etCourant électrique/Chaleur à hauteur de 40/45 % Méthane (SNG) 43–54
Selon Jean-Marc Jancovici, la conversion courant électrique → gaz → courant électrique affiche un rendement qui ne saurait dépasser 30 %.., alors qu'il est supérieur à 75 % dans le cas du pompage-turbinage. Selon l'ADEME, il est de l’ordre de 25 %, voire 30 % en utilisant les meilleurs équipements actuels ; ces valeurs sont très inférieures au rendement du stockage électrochimique par accumulateurs ou batteries, qui est d'environ 70 %. Toutefois, selon les usages, l'une ou l'autre de ces deux solutions, ou une combinaison des deux, peut être plus avantageuseRendement de la chaine Hydrogène - Cas du « Power-to-H2-to-Power » , ADEME, ..
L'Oxford Institute for Energy Studies, de l'université d'Oxford, calcule ainsi le rendement de la chaîne énergétique : 25 % de pertes par électrolyse de l'eau, 10 % dans le transport et le stockage de l'hydrogène, puis 50 % dans une centrale à cycle combiné ou 60 % dans une centrale à chaudière., soit un rendement total de 33 % et 27 % respectivement. Dit autrement, chaque kilowatt-heure pilotable ainsi produit requiert une production initiale de 3 à d'électricité.
Utilisation du gaz de synthèse Le méthane étant le composant majoritaire du gaz naturel, ce dernier peut être remplacé par le méthane issu du procédé partout, dans les marchés de l'industrie, de l'électricité, de la chaleur, des moteurs et de la mobilité.
Cogénération, trigénération Si le gaz de synthèse renouvelable (hydrogène ou méthane) est transformé en courant électrique dans le cadre de la cogénération, des rendements de 43 à 62 % sont possibles.
Mobilité vignette|upright=.5|Pompe fournissant du méthane (Italie). Le gaz renouvelable de synthèse peut être utilisé dans des moteurs et/ou des véhicules fonctionnant au gaz, par exemple, ou, sous forme de méthane, il peut être injecté dans les réseaux de gaz naturel pour alimenter les usages traditionnels du gaz : cuisson, chauffage, eau chaude sanitaire..
Installations de Power to gas Exemple d'Audi Audi a fait construire une installation de électrique à Werlte, en Basse-Saxe, pour transformer le surplus d’électricité renouvelable en gaz de synthèse renouvelable, par méthanation. Le est lui-même renouvelable, puisqu’il provient de l'épuration du biogaz produit par méthanisation dans une installation voisine Inauguration de la première installation Power to Gas de au monde , ETOGAS livre la plus grande installation de méthanation au monde à Audi AG, information à la presse Werlte/Stuttgart , 25 juin 2013, 2.
Démonstrateur GRHYD dans la communauté urbaine de Dunkerque Ce projet de démonstration GRHYD doit tester la transformation en hydrogène d’électricité non consommée au moment de sa production, avec injection d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel d'un nouveau quartier et production d'hythane (mélange d’hydrogène et de gaz naturel) pour les bus GNV de la Communauté Urbaine de Dunkerque. Le projet doit évaluer et valider la faisabilité technique et la pertinence économique, sociale et environnementale d’une nouvelle filière énergétique composée d’un mélange d’hydrogène et de gaz naturel, ainsi que les synergies possibles entre les réseaux (d’électricité et de gaz), au service du développement des énergies renouvelables et d'éventuels nouveaux usages.
L'injection dans le réseau de gaz apporte de la flexibilité au système énergétique. Il facilitera l'intégration des énergies renouvelables intermittentes dans le mix énergétique. Le potentiel du Power-to-Gas est estimé par l'Ademe à , pour la France métropolitaine à l'.
Le projet GRHYD a été sélectionné dans le cadre de l’Appel à manifestation d'intérêt (AMI) « Programme démonstrateurs et plates-formes technologiques en énergies renouvelables et décarbonées et chimie verte : partie Hydrogène et piles à combustible » lancé par l’Ademe. Il réunit une douzaine de partenaires français, coordonnés par Engie (ex-GDF Suez, au centre de recherches Engie Lab Crigen), dont le CEA, le Centre technique des industries aérauliques et thermiques (CETIAT), l’Ineris, Areva H2Gen (qui produit les électrolyseurs), McPhy (spécialiste des équipements utilisant l'hydrogène), Engie Inéo (pour la connectivité), GNVert (filiale d'Engie commercialisant du gaz naturel véhicule), GRDF, la communauté urbaine de Dunkerque et la STDE (Société des transports de Dunkerque et extensions). C'est l’une des initiatives françaises les plus importantes en matière d’hydrogène et de . Lancée en 2014, elle s’inscrit dans le cadre de la stratégie de la troisième révolution industrielle (TRI) de la région Nord-Pas-de-Calais (reprise par la région Hauts-de-France, avec le soutien de l'Ademe) pour contribuer notamment à réduire les émissions de gaz à effet de serre (objectifs de –20 % pour la France à l'horizon 2020).
Il est labellisé par le pôle de compétitivité Tenerrdis (spécialisé dans la [transition énergétique]). En 2018, il contribue aussi au Plan hydrogène lancé le par Nicolas Hulot. L’investissement est de quinze millions d'euros (soit le prix d’un très grand rond-point), GRHYD a demandé six années d'études et de demandes d'autorisations.
Deux démonstrateurs sont mis en œuvre : un démonstrateur sur les transports : le projet de carburant Hythane à échelle industrielle. Une station de bus Gaz naturel pour véhicules (GNV) sera adaptée au mélange hydrogène-gaz naturel, à hauteur de 6 % d’hydrogène et ensuite jusqu’à 20 %. Au total, une flotte d’une cinquantaine de bus fonctionnera avec ce mélange hydrogène-gaz naturel ; un démonstrateur sur l'habitat : une chaufferie dans un nouveau quartier d’environ deux cents logements sera alimenté par un mélange d’hydrogène et de gaz naturel, dans des proportions d’hydrogène variables ne dépassant pas 20 % en volume, à Cappelle-la-Grande. La production s’appuiera dans ce cas sur les énergies renouvelables (électricité éolienne), injectées dans le réseau électrique. Les excédents serviront à produire de l'hydrogène, stocké et distribué selon les besoins.
Un ensemble de trois containers (inaugurés en ) traitent respectivement l’étape d’électrolyse, du stockage et de l'injection dans le réseau. Ici l'hydrogène alimentera la chaufferie d’un centre de soins durant deux ans. En 2019, le pilote atteint son maximum de capacité..
Plateforme MINERVE à Nantes ..
Démonstrateur Jupiter 1000 à Fos-sur-Mer Le projet de démonstration Jupiter 1000., raccordé au réseau de transport de gaz naturel le , vise à valoriser des surplus d’électricité renouvelable et à recycler du .
Alors qu’une vingtaine de démonstrateurs fonctionnent déjà en Europe, notamment en Allemagne, , d’une puissance de , situé dans la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer, est la première installation à cette échelle de production en France. La production d'hydrogène est assurée par deux électrolyseurs de technologies différentes à partir d’énergie 100 % renouvelable. Le démonstrateur fait appel à une technique de méthanation innovante. Le nécessaire est capté sur l'usine sidérurgique voisine d'Ascometal.
vignette|droite|upright=1.2|Démonstrateur Power-to-Gas .
Coordonné par GRTgaz et réalisé en collaboration avec le Grand port maritime de Marseille, mobilise des partenaires français aux compétences complémentaires : McPhy Energy pour l’électrolyse, Atmostat pour le méthaneur, Leroux et Lotz Technologies pour le captage de , le CEA pour la R&D, la Compagnie nationale du Rhône (CNR) fournissant l’électricité renouvelable et assurant la conduite à distance de l’installation, et GRTgaz et TIGF gérant l’injection dans les réseaux de gaz. GRTgaz assure par ailleurs l’ingénierie et l’intégration d’ensemble, puis à terme l’exploitation du site.