La technologie "power-to-gas"
- Session : 2017-2018
- Année : 2018
- N° : 340 (2017-2018) 1
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Question écrite du 18/07/2018
- de BALTUS-MÖRES Jenny
- à CRUCKE Jean-Luc, Ministre du Budget, des Finances, de l'Energie, du Climat et des Aéroports
C’est ainsi que le "power-to-gas" est une solution adéquate afin de ne pas ralentir la production électrique. Cette technologie résout l’intermittence de la production des énergies en transformant l’électricité en hydrogène qui accumule l’énergie. L’énergie peut être stockée en grande quantité pour une longue durée. L’approvisionnement est ainsi assuré même lorsque le vent ne souffle pas.
En 2015, le Ministre de l’Énergie de l’époque a demandé à son administration de baliser le potentiel de développement d’un projet "power-to-gas" en Wallonie.
Monsieur le Ministre peut-il en donner les conclusions ?
En cas de potentialité, une réglementation est-elle nécessaire ?
Ne doutant pas du potentiel de la Région wallonne sur ce point, quelle quantité énergétique le réseau gazier wallon pourrait-il stocker sous forme d’hydrogène ?
Des freins sont-ils à déplorer ?
De quel ordre sont-ils ?
Réponse du 08/08/2018
- de CRUCKE Jean-Luc
L’étude qu’elle mentionne a été menée par le Cluster TWEED dans le cadre du projet « WALLONHY » diligenté par mon prédécesseur. Cette étude a été menée sur trois ans en collaboration avec diverses parties prenantes et a été conclue par une feuille de route qui vient d’être finalisée et contient une série de recommandations à destination de l’autorité.
Dans le cadre de cette étude, le contexte plus large de « Power-to-X » a été évalué qu’il s’agisse de Power-to-Gas plus conventionnel (injection d’hydrogène ou de méthane de synthèse dans le réseau de gaz naturel), le Power-to-Mobility (utilisation de l’hydrogène comme carburant), le Power-to-Fuel (utilisation dans la production de carburants de synthèse), le Power-to-Industry (utilisation de l’hydrogène dans les processus industriels) ou simplement le Power-to-Power (où l’hydrogène est utilisé comme vecteur de stockage avec restitution ultérieure d’électricité et de chaleur).
Cette feuille de route sera prochainement rendue publique, nous pouvons néanmoins déjà en tirer quelques réflexions saillantes.
L’hydrogène peut être considéré comme un élément important du futur paysage énergétique en offrant un potentiel de stockage conséquent, très flexible et proposant une solution d’électrification indirecte de divers secteurs économiques et industriels (dont le transport ou le remplacement de certains combustibles).
Quelques orientations semblent ainsi prometteuses comme le transport ou l’industrie, mais également l’injection dans le réseau gazier. Par contre, il semble cependant prématuré de pouvoir envisager à court terme des solutions économiquement acceptables pour restituer de l’électricité, ce qui rend la fixation d’objectifs à l’horizon 2030 très délicat.
En ce qui concerne plus spécifiquement l’injection d’hydrogène dans le réseau gazier, certains projets pilotes montrent que le réseau peut aisément absorber quelques pour cent d’hydrogène. En France, le projet « HYTHANE » a même permis une injection de 20 % d’hydrogène dans le réseau à Dunkerque avec des gains substantiels en efficacité énergétique par rapport au gaz naturel simple. Par contre, sur l’ensemble du réseau, il semblerait que la limite acceptable soit de l’ordre de 2 %, avec certaines conditions.
En l’état, rien n’interdirait des injections ponctuelles d’hydrogène dans le réseau gazier et plusieurs projets sont déjà à l’étude, mais une injection à relativement haute teneur en gaz demandera probablement une analyse plus étendue tant au niveau du réseau physique (imperméabilité des conduites essentiellement), que des installations de chauffage ou de cuisine ou du matériel roulant nécessitant du gaz naturel comprimé.
En l’état, il est difficile d’évaluer la quantité d’hydrogène stockable dans le réseau gazier, une partie assez importante du réseau n’étant pas adapté pour recevoir du gaz naturel. Il s’agit d’ailleurs là d’une des contraintes les plus importantes à l’injection massive d’hydrogène dans le réseau gazier. L’autre frein majeur relève surtout du coût de la technologie d’électrolyse qui rendrait, à technologie constante, ce mode de stockage assez onéreux.
La mobilité par contre semble assez prometteuse, en particulier dans le transport lourd (marchandise ou public). Il s’agit d’un secteur difficile à décarboner et où l’hydrogène semble être une option intéressante.
En ce qui concerne la fixation d’objectifs à l’horizon 2030, nous ne pouvons nous prononcer à ce stade. L’avènement de l’hydrogène dépend de deux paramètres fondamentaux : d’une part, de la maturité technologique et, d’autre part, de la contrainte sur le système électrique qui fait de la production d’hydrogène à partir de surplus qu’il faudrait soit effacer (bridage des éoliennes par exemple ou limitation de la production de PV) soit qui nécessiterait le renforcement du réseau. La technologie doit encore évoluer pour devenir compétitive, mais la rentabilité dépendra surtout de l’évolution de la production décentralisée et des infrastructures. Pour pouvoir nous fixer des objectifs, nous devons impérativement passer par des projets pilotes qui couvriront les différentes applications dont question supra. La feuille de route rédigée par le cluster Tweed doit encore être débattue et servira de base à cet effet.
Je l’invite par conséquent à me revenir d’ici quelques mois, nous devrions alors y voir plus clair.