Comment le « power-to-methane » peut participer à la transition énergétique


L’électrolyse de l’eau, productrice d’hydrogène, permet de stocker l’électricité sous forme de gaz. Seulement, la molécule d’hydrogène n’est pas encore compatible avec le réseau existant. La transformer en méthane de synthèse paraît donc inéluctable.

Le biométhane produit par méthanisation n’est pas le seul destiné à rejoindre les réseaux de gaz ou à être converti en électricité. En pleine quête d’indépendance énergétique, notamment des importations de gaz russe, la France semble avoir tout intérêt à mobiliser tous les gaz renouvelables – et vite. Pour rappel, le plan européen RePowerEU compte réduire ces importations de deux tiers d’ici à la fin de l’année. En outre, une production accrue de gaz renouvelable sera également nécessaire pour participer à l’équilibre du système électrique, en réponse aux quantités massives d’électricité décarbonée issue des énergies renouvelables et, peut-être, de nouveaux réacteurs nucléaires.

Le « power-to-gas », ou la conversion d’électricité en gaz, peut remédier à cette double perspective. « Lorsqu’il y aura un surplus de production d’électricité photovoltaïque en été, on pourra le stocker sous forme de gaz », énonce David Le Noc, délégué général du club « power-to-gas » de l’Association technique-énergie-environnement (ATEE). Les capacités de stockage de gaz s’élèvent aujourd’hui à l’équivalent d’environ 140 térawattheures (TWh). « Ce gaz pourra ensuite être déstocké pour le retransformer en électricité ou le consommer en tant que tel, une solution qu’on enterre souvent trop vite. »

Hydrogène ou méthane ?

Pour fonctionner de manière décarbonée, le procédé s’appuie sur l’électrolyse de l’eau, alimentée par de l’électricité décarbonée. Cette technologie produit de l’hydrogène (H2) et peut conduire, en récupérant du dioxyde de carbone (CO2), à la production de méthane de synthèse. Si cette technique, la méthanation (le plus souvent, par conversion catalytique à très haute température), rajoute une brique au système, elle s’avère actuellement plus utile qu’elle en a l’air. L’État français mise indiscutablement sur l’hydrogène décarboné, mais le réseau gazier n’est pas encore dimensionné pour l’accueillir. « L’hydrogène est une molécule très petite, qui peut pénétrer dans l’acier et modifier la structure de la tuyauterie, explique David Le Noc. Elle peut donc avoir un impact sur les infrastructures et aucune solution n’existe aujourd’hui pour l’éviter. »

 

De l’utilisation écologique du carbone
« Ce qui a le vent en poupe, c’est l’utilisation du carbone de méthanisation », atteste David Le Noc. La méthanisation, comme d’autres procédés, produit

du dioxyde de carbone (CO2) issu de l’épuration. La méthanation exploite sa

captation pour produire du méthane de synthèse, mais sa valorisation en

tant que tel reste néanmoins possible. L’unité de méthanisation MéthaTreil, installée à Machecoul-Saint-Même (Loire-Atlantique), est équipée pour récupérer le CO2 et le revendre à un maraîcher local. Celui-ci utilise le

gaz pour doper la croissance de ses cultures sous serres. En outre, fort de ce potentiel, l’entreprise Gazfio développe même des modules de captage de CO2 « à la source » pour les méthaniseurs, s’imbriquant comme des briques de Lego.

 

Recourir au méthane de synthèse semble donc, pour l’instant, inéluctable. Dans son rapport « Transition(s) 2050 », l’Agence de la transition écologique (Ademe) chiffre sa production à au moins 36 TWh d’ici à 2050. Fort de ce potentiel et de ce constat, David Le Noc appelle l’État à proposer de nouveaux objectifs nationaux en ce sens, dans le cadre de la prochaine Stratégie française pour l’énergie et le climat (Sfec). « Les acteurs gaziers sont prêts à valoriser jusqu’à 50 TWh en 2050, déclare-t-il. Une dizaine de projets sont prêts à se développer pour ouvrir la voie. »

Cinq projets précurseurs

En mars 2021, cinq projets de démonstrateurs ont été validés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Leurs mises en service s’échelonneront sur les deux années à venir. Déjà opérationnels pour ce qui est de la production d’hydrogène depuis 2020, les deux électrolyseurs de 1 MW de l’unité Jupiter 1000, à Fos-sur-Mer (Bouches-du- Rhône), injecteront bientôt du méthane de synthèse dans le réseau de GRTGaz. À l’automne, Storengy, filiale d’Engie, produira de l’hydrogène, du biométhane et du méthane de synthèse sur son site Méthycentre, en Centre-Val de Loire.

L’an prochain, la ville de Perpignan lancera un réacteur de méthanation biologique. À Pau, Suez installera un électrolyseur de 1 MW alimenté par une centrale solaire. Chacun valorisera des boues de stations d’épuration (Step). Enfin, en 2024, le projet Hycaunais, piloté par Storengy, exploitera des déchets de méthanisation pour en faire du méthane de synthèse, à Saint-Florentin (Yonne).

Définir pour mieux soutenir

Comment parvenir à concrétiser cette diversité de projets et à réaliser l’ambition de la filière ? « Comme pour n’importe quelle filière du secteur, le nerf de la guerre concerne les mécanismes de soutien, atteste David Le Noc. Nous n’avons pas besoin de lancer tout de suite cinquante projets par an, mais de pouvoir sortir une diversité de modèles d’affaires pour profiter d’un retour d’expérience et faire le tri entre ce qui marche et ce qui ne marche pas. »

L’ennui, pour le méthane de synthèse, est qu’aucun texte ne le définit encore dans la réglementation. « Avant toute chose, il nous faut coconstruire cette définition et installer les bases d’une réglementation cohérente, continue le délégué général. La Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) doit bientôt prendre une décision en ce sens. Un premier mécanisme de soutien et de garantie de traçabilité devra alors suivre pour assurer l’avenir de la filière. »

Article publié le 31 mai 2022



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