L’hydrogène, de l’électricité massivement stockable pour le bati ?

Grâce aux technologies digitales, à la miniaturisation des équipements et au développement des énergies renouvelables (ENR), des ponts commencent à s’établir entre l’électricité et le gaz, grâce à l’hydrogène. On assiste ainsi à l’émergence d’un nouveau vecteur énergétique, l’hydrogène qui, représentant un moyen de stockage massif et inter-saisonnier de l’électricité, contribuera à la résolution des problèmes liés à l’intermittence et à la variabilité des ENR.

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Grâce à l’électrolyse de l’eau, nous disposons d’une technique qui permet de transformer en hydrogène l’électricité qui ne peut être absorbée dans les réseaux. A l’inverse, à travers la pile à combustible, il est possible de produire de l’électricité à partir d’hydrogène et d’oxygène (de l’air). Ces moyens qui assurent le stockage d’électricité sous forme d’hydrogène permettent aux producteurs d’électricité ou à certains opérateurs de réaliser des arbitrages sur les marchés de l’électricité en fonction des prix. A cet égard, l’hydrogène est en quelque sorte de l’électricité que l’on peut stocker massivement.

Dans la perspective d’un développement massif de l’électricité renouvelable variable dans le mix électrique, des quantités de plus en plus importantes d’électricité devront être stockées. Dans l’immédiat, les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP)permettent un bon stockage, souvent sur une base hebdomadaire. Mais quand les renouvelables représenteront une part plus importante du mix électrique, le recours à l’hydrogène s’avérera alors indispensable.

Des technologies matures, en attente de déploiement

L’Association Française pour l’Hydrogène et les Piles à Combustible (AFHYPAC) est convaincue que l’hydrogène constitue le vecteur nécessaire à la transition énergétique, même si d’autres solutions apparaitront peut-être à l’avenir.

Selon elle, les piles à combustible et l’électrolyse sont des technologies matures. Les coûts de production de ces solutions baissent constamment, même si des efforts de R et D, des pilotes et des démonstrateurs sont encore nécessaires.

Des opérateurs gaziers tel que GRTgaz, le principal opérateur de transport de gaz naturel en France, regardent de près les technologies de recomposition de cet hydrogène issu des ENR avec du gaz carbonique, issu par exemple d’installations de méthanisation, pour en faire du méthane de synthèse, substituable au gaz naturel fossile et injectable dans les réseaux.

La prochaine étape consiste donc à passer à la phase de déploiement de ces technologies afin de massifier les besoins et obtenir une baisse supplémentaire des couts par la production de grandes séries. Pour l’AFHYPAC, c’est dans le domaine de la mobilité que cette massification peut avoir lieu en premier, avec l’équipement de véhicules en piles à combustibles à hydrogène et la réalisation d’une infrastructure de recharge d’hydrogène.

GDF-SUEZ3Les applications stationnaires de la pile à combustible dans le secteur résidentiel

Ce type d’application correspond à de la cogénération électrique-thermique et se divise en deux grands domaines :

-le petit résidentiel pour un logement individuel pour une puissance de 2 kW environ (soit 1 kW électrique + 1 kW thermique)
-le grand résidentiel pour un immeuble ou ensemble d’immeubles pour une puissance de 400 kW environ (soit 200 kW électriques + 200 kW thermiques).

Au Japon, ces solutions sont très développées. On compte plus de 100 000 piles à combustible dans le stationnaire et l’habitat, fournies par des entreprises en pointe telle que Toshiba ou Panasonic. On note un regain d’intérêt pour ces solutions depuis Fukushima, même si leur déploiement date d’avant.

En Europe, un projet de démonstration de micro-cogénération (fournissant à la fois de l’électricité et de la chaleur) est en cours : c’est le projet Ene.field qui vise à tester 1000 sites alimentés par du gaz naturel, dans douze pays.

Ce projet européen de 53 M€, lancé fin 2012 dans le cadre du programme FCH-JU (Partenariat public-privé associant la Commission Européenne et les industriels), se poursuivra jusqu’en 2017 : il a pour objectif de déployer 1 000 exemplaires de divers types de cogénérateurs à pile à combustible dans des maisons réparties sur le territoire européen. Il est mené dans le cadre d’une association rassemblant 12 partenaires (dont Engie -ex GDF SUEZ- et 9 fabricants de cogénérateurs). Deux technologies de piles à combustible, PEM (à membrane) et SOFC (céramique) y sont mises en œuvre. La puissance des divers appareils déployés est dans la gamme 0,3 – 5 kWe. Les fabricants sont les suivants : – Technologie PEM : Baxi Innotech, Dantherm Power (technologie Ballard), Elcore, Riesaer Brennstoffzellentechnik

Technologie SOFC: Bosch Thermotechnology, Ceres Power, Hexis (1kWe), SOFC Power’s EnGen, Vaillant.

Les deux premiers cogénérateurs ont été installés en septembre 2013 à Hambourg et Munich par Baxi Innotech et Elcore (Elcore 2400 : 300 We + 600 Wth). Leur rendement global est donné à 96%.

Les applications dans le résidentiel collectif

Les besoins pour cette application se situent autour de 200 kWe, accompagnés d’une puissance thermique équivalente ou légèrement supérieure. Les opérations de démonstration sont peu nombreuses, les applications de ce type de matériel dans le domaine industriel étant sans doute plus justifiées sur le plan économique.

A titre d’exemple, deux démonstrations ont été menées, en France, avec deux technologies différentes :

Technologie PAFC : EDF et Gaz de France se sont associés en 1998 pour réaliser la première démonstration, à Chelles, en Seine et Marne, d’une pile stationnaire de moyenne puissance, à acide phosphorique (PAFC), en milieu urbain. Il s’agissait d’une pile de type PAFC de 200 kWe et 230 kWth, baptisée PC25, fabriquée par ONSI Corp., filiale de IFC devenue UTC Power. L’installation était alimentée en gaz naturel, lequel alimentait un reformeur. Elle a alimenté 200 foyers et a fonctionné de manière très satisfaisante de 2001 à 2004. Le coût élevé de cette technologie – voisin de 3 500 €/kWe à l’époque- a dissuadé EDF de poursuivre la valorisation de cette technologie.

Il existe d’autres projets pilotes sur l’hydrogène dans l’habitat, notamment à court terme à Dunkerque, dans le cadre du projet GRHYD, qui consiste à alimenter 200 logements et 50 bus avec un mélange de gaz naturel et d’hydrogène (appelé Hythane ) produit par de l’électricité renouvelable, permettant ainsi de « verdir» le gaz.

L’intérêt de ce projet est également de démontrer que les réseaux de gaz naturel constituent d’excellents moyens de stocker massivement les ENR. Ce projet contribuera à maitriser l’intermittence et la variabilité en injectant l’hydrogène issu du renouvelable dans les réseaux de gaz. Il permettra aussi d’approfondir la question de la teneur maximale admissible d’hydrogène dans le gaz naturel et de tester l’acceptabilité sociétale de ces solutions. Les appareils à gaz actuels, qui sont dès à présent testés avec un gaz à 23% d’hydrogène, doivent être testés dans la durée afin de garantir toutes les conditions de sécurité.

Aujourd’hui, l’hydrogène dans le monde est essentiellement produit par vaporéformage, qui consiste en un craquage de la molécule de méthane avec de la vapeur d’eau. L’inconvénient de cette solution est que la production d’1 kg d’hydrogène s’accompagne de la production de 10 kg de CO2. Aussi, dans un monde qui s’efforce de réduire ses émissions de carbone, la pérennité de ce procédé n’est-elle pas assurée. L’intérêt est plutôt d’aller vers de l’hydrogène « vert », soit en craquant du biogaz (issu par exemple de la méthanisation de la biomasse) soit via de l’électricité « décarbonée » d’origine renouvelable ou nucléaire.

GDF-SUEZ2Le futur est à l’électrolyse à haute température.

Il s’agit d’une même installation qui fait la conversion de l’électricité en hydrogène et de l’hydrogène en électricité de façon réversible. Mais ces solutions sortent à peine du laboratoire. A terme, ces dispositifs devraient équiper les « smart buildings » et s’intégrer dans les « smart grids ».

En conclusion, pour traiter convenablement les questions relatives à la transition énergétique, il faut nécessairement adopter une approche systémique et ne pas se contenter d’une vision parcellaire, éclatée des sujets.

A cet égard, on peut d’ores et déjà voir à l’œuvre des synergies entre mobilité et utilisations industrielles. Au centre de recherche du CEA de Grenoble, par exemple, un besoin d’hydrogène sera prochainement pourvu via un électrolyseur qui alimentera à la fois le centre de recherche et une station de recharge d’hydrogène, permettant ainsi des économies d’échelles.


Le paradoxe des Investissements de long terme.

Le point de vue de Phillipe Boucly, conseiller spécial chez GRTgaz et premier vice-président de l’AFHYPAC

« A GRTgaz, principal gestionnaire des réseaux de transport de gaz naturel en France, nous avions un paradoxe à résoudre. L’Union européenne s’efforce de réaliser le marché unique de l’énergie, d’interconnecter toutes les sources d’approvisionnement et souhaite que le gaz naturel transite au mieux d’un pays à l’autre. Tout cela exige des infrastructures lourdes, représentant pour GRTgaz un investissement annuel de près de 800 millions d’€ par an, là où en 2005, cela représentait 180 millions.

Mais dans le même temps, les objectifs de la politique énergétique européenne visent à éliminer à terme les combustibles fossiles, et donc le gaz naturel.

Aussi avons-nous réagi : nous n’allions pas faire des investissements très importants, de l’ordre du milliard d’euros, si les infrastructures étaient vouées à être inutiles dans trente ans. Pour résoudre ce paradoxe, nous avons mené depuis 2012 différentes études et sommes arrivés à la conclusion qu’il serait possible à terme de couvrir la consommation annuelle française grâce à la méthanisation des déchets (ménagers, agricoles, agroalimentaire, stations d’épuration) ou via la gazéification de la biomasse ligneuse.

Par ailleurs, si l’électricité renouvelable variable représente une part importante dans le mix électrique futur, nous serons obligés de recourir à l’électrolyse et à l’hydrogène, afin de valoriser cette énergie renouvelable dans les meilleures conditions. L’hydrogène recombiné avec du gaz carbonique (issu d’installations industrielles ou de méthanisation par exemple) permettrait de produire du méthane de synthèse, interchangeable avec le gaz naturel fossile que l’on distribue actuellement.

Depuis deux ans, nous avons l’impression que de grands progrès ont été réalisés. Aujourd’hui, l’hydrogène fait l’objet d’un intérêt certain et émerge progressivement comme vecteur de la transition énergétique. Cela est bien sûr soutenu par le fait que le coût des équipements baisse constamment. Au final, les solutions hydrogène apparaissent de plus en plus réalisables.

Même si la base de déploiement va d’abord être la mobilité, avec des véhicules à pile à combustible équipant dans un premier temps des flottes captives d’entreprise, les solutions pour le bâti arrivent en phase de fin de test et seront donc prêtes pour un déploiement à moyen terme.

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