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Power-to-Gas : des modèles d’affaire viables

05 Mar. 19

Le « Power to Gas » (P2G) consiste à transformer de l’électricité verte en hydrogène « vert » par électrolyse de l’eau afin de la stocker à un moment où elle est excédentaire sur le réseau. C’est le procédé inverse du gas-to-power que nous connaissons déjà à travers les centrales électriques à cycles combinés gaz et qui permet de transformer du gaz en électricité lorsque la demande dépasse la production. Ces deux systèmes sont complémentaires et apportent la flexibilité nécessaire à l’équilibrage du système énergétique.

Il apparait que le Power-to-Gas est indispensable pour compenser les aléas de production des ENR ; c’est une brique nécessaire pour atteindre les objectifs de décarbonation de notre économie par sa fonction de stockage de l’énergie. La région Hauts-de-France est pionnière dans le secteur avec le démonstrateur GHRYD entré en production à Capelle la Grande au printemps dernier avec les partenaires Engie, GRDF, McPhy, Areva, la CUD, l’ADEME,… Mais d’autres projets se profilent qui viennent confirmer l’intérêt que suscite la région Hauts-de-France pour ce type de projets. La conférence animée par Pôlénergie le 6 février dernier à Lille lors des REV3DAYS organisés par la chambre de commerce et d’industrie des Hauts-de-France visait à mesurer la pertinence des business models des différents projets.

Les débouchés amorcés au Power-to-Gas :
Trois débouchés sont généralement associés à la production d’hydrogène vert :
La fourniture d’hydrogène à l’industrie (pétrole et chimie) où il s’agit de remplacer progressivement l’hydrogène « gris » issu des hydrocarbures requis pour la désulfuration des essences,
L’injection d’hydrogène vert dans les gazoducs pour décarboner les réseaux de gaz en France et stocker dans les réseaux de gaz la production,
la mobilité: il s’agit là de décarboner le secteur des transports par le carburant hydrogène en créant une infrastructure de charge de véhicules légers et lourds fonctionnant à l’hydrogène.

Qu’il s’agisse d’Engie ou d’H2V Industry, les approches tendent à combiner ces 3 usages. L’hydrogène offre déjà un carburant compétitif pour la mobilité ; la combinaison des débouchés est donc un moyen d’optimiser les business plans. Là où l’approche diffère, c’est sur la taille des projets et le type de services : Avec sa solution EffiH2, Engie se veut au plus proche de l’usage, en mode diffus, et promeut une production locale pour un usage local. C’est l’industrialisation de ce mode diffus qui apportera les économies d’échelle escomptées.

De son côté H2V Industry vise une production massive et centralisée pour réaliser les économies d’échelle et atteindre des prix compétitifs. Ainsi en 2025 les projets visés par le groupe H2V Industry à Dunkerque et Port Jérôme produiront 200 000 tonnes d’hydrogène vert par an, soit déjà l’objectif visé par la PPE pour 2028. Là où l’hydrogène gris atteint un prix de marché de 39 à 67€/MWh, H2V estime pouvoir produire un hydrogène vert à 114 €/MWh sur une base de fonctionnement de 7500 heures pour ses électrolyseurs. H2V Industry souhaite donc un soutien à l’hydrogène vert pour gommer cet écart de coût. Celle-ci pourrait prendre la forme d’une subvention à l’investissement pour amortir les capex, ou encore, à l’instar du biogaz, un complément de rémunération qui correspondrait au surcoût de l’hydrogène vert par rapport au prix de marché de l’hydrogène gris, et ce jusqu’à ce que la taxation de la composante CO2 de l’hydrogène gris ne vienne gommer cet écart.

Business models et coût optimal de l’hydrogène :

 

RTE et GRT gaz confirment de leurs côté l’incidence de la courbe de charge sur le prix de l’hydrogène. En effet, deux phénomènes se contrebalancent :

 

  • D’un côté, une charge à 100% des électrolyseurs crée un effet d’échelle permettant de mieux amortir les investissements. Cependant, dans le même temps, il faut aller chercher plus d’électricité, y compris dans les périodes où celle-ci est chère : les coûts de fonctionnement augmentent.
  • A l’inverse, l’utilisation de la seule énergie excédentaire sur le réseau à un coût quasi nul entraîne une diminution drastique des coûts de fonctionnement. Mais ce sont alors les investissements initiaux qui ne sont plus amortis car le temps de fonctionnement des installations est alors trop réduit.

Pour les gestionnaires de réseaux, la conjonction de ces deux effets tend à donner un coût optimal de l’hydrogène vert par électrolyse aux alentours de 30% de la charge annuelle possible des électrolyseurs.
L’Ademe élargit le débat en considérant le potentiel français théorique à horizon 2050 de 460 TWh de gaz renouvelable injectable par les différentes voies existantes : méthanisation, pyrogazéification, électrolyse et méthanation avec un coût possible entre 116 et 153 euros le MWh.

La production, la distribution et l’industrie de l’hydrogène sont des secteurs créateurs d’emplois et de métiers qui nécessitent une formation. A raison de 12 000 emplois pour les 5 ans à venir, la filière Hydrogène occupera une place importante dans l’économie de nos territoires. H2V Training, filiale du groupe H2V, met dès aujourd’hui en place des formations pour la chaîne des métiers concernés par l’hydrogène en utilisant les compétences de chaque territoire.

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