Le “Power to Gas” - Comment relever le défi du stockage de l’électricité ?

11/05/2015
Auteurs : Philippe Boucly
Publication REE REE 2015-2 Dossier L’hydrogène
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2015-2:13534
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Le “Power to Gas” - Comment relever le défi du stockage de l’électricité ?

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32 REE N°2/2015 L'HYDROGÈNEDOSSIER 1 Le “Power to Gas” Par Philippe Boucly Conseiller spécial de GRTgaz In the general context of energy transition, in order to keep climate change below 2°C, the power sector will experience strong changes. In the future, more and more electricity will be produced from renewable sources, mainly PV and wind, whose production is subject to great variability. Consequently, the power system will have to adapt and cope with the challenge of electricity storage. All the traditional means (superca- pacitors, batteries, compressed air energy storages, heat, pumped hydro energy storages) are not convenient to store big quantities of power on a seasonal basis. Only “Power to Gas”, which consists in the conversion of electricity into hydrogen through electrolysis, is able to bring the required flexibility to the system and is the right answer to such challenge. Power to Gas brings a lot of benefits: to make value out of existing infrastructures, i.e. natural gas transmission network, to bring ancillary services to the power system, to integrate variable renewable energies to the energetic system and therefore to produce local energy and improve the commercial balance of the country. Power to Gas is a mature technology. To bring it on stream it is important to develop pilot projects with the aim to establish a favorable and stable regulatory and legal framework, to improve business models, to decrease cost through standardization and industrialization of the production processes of the components. ABSTRACT Un défi : l’intégration des énergies renouvelables Dans un contexte général de tran- sition énergétique, les marchés de l’électricité et de gaz sont en pleine mutation. Avec l’introduction pro- gressive des énergies renouvelables (éolienne, solaire) dans les systèmes énergétiques, les économies sont en train de changer de paradigme. Dans le monde actuel, la production s’adapte à la consommation : l’opérateur du ré- seau électrique appelle ou arrête des moyens de production en fonction des besoins de consommation qu’il anticipe. Dans le futur, avec une élec- tricité produite essentiellement avec des moyens renouvelables – produc- tion par essence aléatoire, variable et intermittente – l’adaptation de la pro- duction à la consommation sera plus complexe compte tenu de la nature de cette production renouvelable. On comprend ainsi que la question-clé, « le Graal de la transition énergétique » est la question du stockage de l’électri- cité. En d’autres termes, en termes plus poétiques, pour reprendre une expres- sion de Joël de Rosnay, « Comment mettre le soleil en conserve ? ». Ainsi, est apparu dans la littérature consacrée à la transition énergétique le concept de “Power to Gas”. Le “Power to Gas” consiste en la transformation en hydrogène par élec- trolyse de l’eau des excédents d’électri- cité (d’origine renouvelable), l’excédent étant par définition la production pos- sible au-delà de la quantité nécessaire à la consommation. L’hydrogène produit peut alimenter toutes les applications habituelles de l’hydrogène : hydrogène industriel : comme ma- tière première “Power to Chemical” ou pour créer des atmosphères ré- ductrices, ou améliorer les échanges thermiques dans certains procédés. Actuellement, l’hydrogène utilisé dans l’industrie provient essentiellement à 95 % du réformage du gaz naturel avec pour conséquence un très mau- vais bilan carbone (10 kg de CO2 par kg d’H2 produit !) ; hydrogène pour la mobilité (Power to Mobility) : l’hydrogène est utilisé dans des piles à combustibles pour alimenter des véhicules électriques ou en mélange avec du gaz naturel pour alimenter des moteurs à combustion interne ; hydrogène pour la production d’électricité "Power to Power” pour des systèmes isolés (off grid) ou des systèmes insulaires ; l’hydrogène peut également être injecté dans les réseaux de gaz na- turel, directement ou sous forme de méthane de synthèse après métha- nation, c’est-à-dire recombinaison de l’hydrogène avec du gaz carbonique (issu d’installations de capture de CO2 ou d’installations de méthanisation par exemple) selon la réaction de Sabatier (c’est parfois cette seule application que certains appellent “Power to Gas”). Permettant de transformer en gaz les surplus d’électricité, le Power to Gas per- met ainsi de créer des passerelles entre les réseaux électriques et gaziers. Sur un plan historique, il faut se souvenir que REE N°2/2015 33 Le “Power to Gas” Comment relever le défi du stockage de l’électricité ? le concept de “Power to Gas” était déjà apparu en France dans les années 70, au moment du lancement du programme nucléaire français où l’on pensait utiliser l’électricité nucléaire des heures creuses pour produire de l’hydrogène. Puis le concept a disparu pour ne réapparaître que très récemment en 2009 (une modélisation allemande d’un approvi- sionnement électrique 100 % renouve- lable présentée en 2008 à la chancelière allemande Angela Merkel ne mentionnait pas ce concept !). Le “Power to Gas” : un moyen de stocker massivement l’électricité GRTgaz a commencé à étudier ces questions dès 2011 confiant une première étude au consultant E-cube1 . L’étude a consisté en la modélisation heure par heure de l’équilibre offre/demande d’électricité, en simulant la variabilité des différents facteurs (production éolienne, photovoltaïque, demande d’électricité) sur la base de données historiques. L’étude se place dans un scénario ré- solument ambitieux pour le développe- ment des renouvelables en France, celui du scénario 2050 de l’ADEME2 , (puis- sances en éolien et en photovoltaïque : 70 000 MW et 60 000 MW respecti- vement). L’étude évalue les surplus de production d’électricité, le surplus étant défini comme : Surplus = Nucléaire + Eolien + Photo- voltaïque + Hydraulique fatal (i.e.au fil de l’eau) – Consommation intérieure. L’étude met ainsi en évidence un surplus de 75 TWh (à comparer à une consommation actuelle d’électricité de 485 TWh) mais surtout étudie la réparti- tion de ces surplus d’électricité au cours de l’année. Ceci est particulièrement impor- 1 http://www.grtgaz.com/fileadmin/ transition_energetique /documents / hydrogene_et_reseau_e-cube_GRTgaz.pdf 2 Agence française pour l’environnement et la maîtrise de l’énergie. tant puisque cette répartition conditionne le mode de traitement des excédents. Ainsi, 80 % de ces surplus, soit 60 TWh, proviennent de périodes supérieures à 12 heures et 1/3 des surplus environ de périodes de 3 jours à 1 semaine. Différentes solutions sont en effet envisageables pour valoriser ces surplus d’électricité : maîtrise de la demande de l’énergie (MDE ou “demand response manage- ment”). C’est tout l’enjeu des « smart grids ». Avec le développement croissant de l’interaction avec le client à l’aide de moyens informatiques – le client lui-même souhaitant être plus actif (consom-acteur ou « prosumer ») – il sera possible d’adapter jusqu’à un certain point la consommation à la production. Pour les clients indus- triels, il est également envisageable de moduler la consommation en agissant sur le processus industriel. Dès à pré- sent, des « agrégateurs » apparaissent et proposent des offres de délestage pour des ensembles de clients ; stockages traditionnels : ce sont essentiellement des moyens tels les STEP (Stations de Transfert d’Energie par Pompage), les volants d’inertie, les super-condensateurs et les batteries, ainsi que les cavités de stockage d’air comprimé (CAES : Compressed Air Energy Storage). La technologie du CAES est aujourd’hui encore au stade du développement. Deux cavités sont en service actuel- lement dans le monde : Huntorf (Allemagne), créée en 1978 (290 MW – 8 h de stockage) et Mac Intosh (USA) créée en 1991 (110 MW – 26 h de stockage). Des projets seraient à l’étude dans différents pays. Le stockage d’énergie par pompage hydraulique grâce aux STEP (Stations de Transfert d’Energie par Pompage) est une technologie mature. En France, la puissance installée totale est de 4 200 MW avec en particulier deux grosses unités : Montezic (870 MW – 40 h et Grandmaison (1 160 MW – 30 h). Les quantités d’énergie stockables dans ces installations sont de l’ordre de 35 GWh à chaque cycle pompage/ turbinage. Leur développement reste cependant soumis à l’acceptation des populations concernées. Des exemples récents en France montrent leur extrême sensibilité à cette question ; exportations : les surplus de produc- tion peuvent être exportés vers les Figure 1 : Capacité énergétique et constante de temps des différentes solutions de stockage d’électricité - Source : GRTgaz. Nota : La constante de temps d’un stockage est égale au ratio « Capacité énergétique/Puissance maximale » du stockage. Elle caractérise le temps mis par un stockage pour se vider (ou se charger) entièrement lors d’un fonctionnement à puissance maximale. Son unité est une unité de temps (le plus souvent, l’heure). 34 REE N°2/2015 L'HYDROGÈNEDOSSIER 1 pays voisins (Allemagne et Espagne par exemple) si ces pays eux-mêmes ne sont pas en situation de surpro- duction. En outre, cela suppose des interconnexions suffisantes avec ces pays. L’intégration des EnR demande en effet des investissements dans les réseaux et les interconnexions : 7 000 MW en France d’ici 2030 selon RTE ; production d’hydrogène par électro- lyse de l’eau. L’électricité excédentaire sert à électrolyser de l’eau pour pro- duire de l’hydrogène. Un optimum est à trouver en matière d’équipement en électrolyseurs. Afin d’assurer une du- rée de fonctionnement suffisante des électrolyseurs, une partie du surplus doit être délestée car il ne serait pas économiquement intéressant d’utiliser ce surplus d’électricité pour produire de l’hydrogène. Comme le montre la figure 1, l’hydro- gène est le moyen le mieux adapté aux longues durées et la seule technologie utilisable pour un stockage saisonnier. L’étude E-Cube montre qu’après épui- sement de toutes les solutions alterna- tives de valorisation, il reste une quantité d’électricité de 25 TWh utilisable pour produire de l’hydrogène par électrolyse, ce qui compte tenu du rendement moyen des électrolyseurs conduit à 20 TWh d’énergie sous forme d’hydrogène. Ainsi, l’hydrogène apparaît comme un véritable vecteur énergétique capable de réaliser des transferts d’énergie dans le temps mais aussi dans l’espace, s’il est injecté dans les réseaux de gaz naturel. Fin 2013, GRTgaz, associé à l’ADEME et à GrDF, a financé une étude plus vaste confiée au groupement de consultants E&E-Consultants, HESPUL et SOLAGRO. L’étude, publiée fin octobre 20143 , exa- mine un certain nombre de scénarios, notamment en France, en Allemagne et au Danemark. 3 http://www.grtgaz.com/fileadmin/engage- ments/documents/fr/Power-to-Gas-etude- ADEME-GRTgaz-GrDF.pdf France, parmi les 11 scenarios présentés lors du Débat National sur la Transition Energétique, quatre seu- lement évoquent le “Power to Gas” et mettent en évidence des quantités d’électricité à stocker comprises entre 20 et 92 TWh à l’horizon 2050. Dès 2030, des quantités excédentaires apparaissent, de l’ordre de 2 à 5 TWh ; Danemark, où l’énergie éolienne a pris une grande importance (34 % de la production électrique en 2013, 63 % en janvier 2014), le besoin de stockage est estimé entre 2 et 7 TWh ; Allemagne, où le “Power to Gas” est pris très au sérieux, tous les scé- narios l’intègrent désormais avec des besoins de stockage compris entre 10 et 90 TWh. La DENA, l’agence allemande de maîtrise de l’énergie (équivalente à l’ADEME en France) dispose d’une plate-forme stratégique depuis avril 2011 ainsi que d’une feuille de route depuis juin 2012. De la revue des différents scénarios, l’étude tire les enseignements suivants : à partir d’énergies renouvelables (éo- lienne, solaire) qui entraîne le recours au “Power to Gas” afin de valoriser les excédents éventuels. Le “Power to Gas” apparaît donc dans les scénarios ambitieux en matière de renouvelables et seulement après 2030, c’est-à-dire lorsque ces énergies renouvelables deviennent significatives voire prépon- dérantes dans le système électrique. Le “Power to Gas” n’apparaît nécessaire que lorsque l’électricité d’origine re- nouvelable intermittente atteint une part de l’ordre de 40 à 50 % dans le mix de production électrique, ce qui devrait être le cas de l’Allemagne peu après 2030 ; la méthanation (qu’elle soit catalytique – réaction de Sabatier – ou biologique) n’est pas systématique, mais la conver- sion de l’hydrogène en méthane de synthèse a toutefois l’avantage de pro- duire un gaz injectable sans restriction dans les réseaux de gaz naturel ; réseaux qu’il impose (réseaux de gaz naturel, réseaux électriques, éventuel- lement réseaux de chaleur), le “Power to Gas” oblige à une vision systémique de notre modèle énergétique ; rupture technologique. Cependant, son industrialisation et son intégration dans le système énergétique nécessitent des efforts importants d’optimisation des différentes briques technologiques qui le composent. Ceci exige la mise en place de démonstrateurs et de pilotes industriels. Comme le montre le tableau 1, de tels démonstrateurs existent déjà en Europe, et notamment en Allemagne où 14 dé- monstrateurs (que ce soit pour de l’hydro- gène industriel, la mobilité ou l’intégration des renouvelables) sont opérationnels. Plus de 15 démonstrateurs supplémen- taires sont en préparation. En France, en Corse plus précisé- ment, le projet MYRTE, projet “Power to Power”, étudie le stockage de l’énergie solaire, notamment pour les systèmes isolés ou insulaires. A Dunkerque, le projet GRHYD, développé sous l’égide de GDF SUEZ, convertit l’énergie éolienne en hydro- gène. GDF SUEZ et trois de ses filiales (GrDF, GNVERT et Cofely Inéo) se sont associés au sein d’un consortium avec des équipementiers (AREVA H2Gen et McPhy Energy), des structures pu- bliques (CEA, INERIS), un centre tech- nique (CETIAT), un exploitant de réseau de transport urbain (STDE) ainsi qu’avec la Communauté urbaine de Dunkerque, territoire d’accueil du projet. L’hydrogène produit est injecté dans le réseau de distribution de gaz naturel jusqu’à une proportion de 20 % en volume (le mé- lange produit s’appelle Hythane) pour REE N°2/2015 35 Le “Power to Gas” Comment relever le défi du stockage de l’électricité ? alimenter une flotte de 50 bus à gaz et un lotissement neuf de 200 logements. De son côté, GRTgaz étudie actuel- lement la mise en place d’un démons- trateur industriel où seraient testés des électrolyseurs de technologie PEM ou alcaline d’une puissance unitaire de 0,5 MW ainsi qu’un méthaneur. L’hydrogène produit serait injecté dans le réseau de transport. Les conditions économiques permettent d’envisager de premiers déploiements Le coût de production de l’hydro- gène par électrolyse dépend de plu- sieurs facteurs : est estimé actuellement à 1 100 EUR/ kW pour des électrolyseurs alcalins et à 2 200 EUR/kW pour des électrolyseurs PEM (ce coût unitaire dépend évidem- ment de la taille de l’installation) ; maintenance (Opex) : estimés à 5 et 3 % des Capex respectivement pour les électrolyseurs alcalins et PEM ; l’installation d’électrolyse ; oxygène. Dans le cas hypothétique d’achat d’électricité à un prix fixe, plus l’électro- lyseur fonctionne longtemps, plus les coûts de production baissent, l’augmen- tation des quantités produites réduisant la part (Capex+Opex) dans le coût de production. Ainsi, si l’électrolyseur est utilisé en baseload (100 % du temps), le prix de l’électricité constitue l’essentiel du coût de l’hydrogène produit. On comprend que dans ce cas, le rendement de l’élec- trolyseur joue un rôle capital dans le prix de revient de l’hydrogène. Si, en revanche, l’électrolyseur n’est utilisé que moins de 20 % du temps, pour par exemple valoriser des surplus d’électricité, les coûts liés aux Capex deviennent prépondérants. De façon simplifiée, avec un taux interne de rentabilité de 10 %, une durée d’amortissement de 15 ans et un rendement de l’électrolyseur de 65 %, le coût de l’hydrogène produit s’établit à 4,3 EUR/kg soit 143 EUR/ MWh à comparer au coût de pro- duction par vapo-réformage de 1,5 à 2 EUR/kg (et à un coût de rachat du bio- méthane compris actuellement entre 45 et 125 EUR/MWh). Dans la réalité, l’électricité est ache- tée sur le marché à un prix fluctuant en fonction de l’équilibre offre/demande. L’installation de “Power to Gas” étant destinée à utiliser les surplus d’électri- cité fonctionnera aux heures où l’élec- tricité est la moins chère. Différentes études ont été menées depuis quelques années, notamment dans les pays scan- dinaves4 , pour déterminer le prix auquel la fourniture d’électricité pourrait être effectuée, ce prix dépendant évidem- ment du taux de pénétration des éner- gies renouvelables intermittentes dans le mix de production électrique. Les études mettent en évidence un coût minimal de production aux alen- tours de 4 000 à 5 000 heures de fonctionnement. En deçà de cette durée pivot, les coûts baissent lorsque la durée augmente du fait d’un meilleur amor- tissement du capital. Au-delà de cette durée, l’amélioration de l’amortissement 4 C. Jorgensen & S. Ropenus, 2008: Production price of hydrogen from grid connected elec- trolysis in a power market with high wind pe- netration . International Journal of Hydrogen Energy 33,5335-5344. Pays Projets Début Puissance MW Vecteur Inject. Réseau Electrolyse Acteurs Allemagne Enertrag-Prenzlau 2011 6 H2 Gaz Alcalin Enertrag-McPhy-TOTAL Allemagne Falkenhagen EON 2011 2 H2 Gaz Alcalin Eon-Ontras–Hydrogenics Allemagne AUDI - Wertle 2013 6 CH4 Gaz Alcalin EWE-ETOGAS Italie INGRID Puglia 2013 1,2 H2 Gaz Alcalin ENEL-McPhy-Hydrogenics Allemagne Thüga AG Frankfurt 2013 0,32 H2 Gaz PEM ITM Power-Thüga Allemagne Hambourg- EON 2014 1 H2 Gaz PEM Eon-Hydrogenics France GRHYD-Dunkerque 2014 0,12 H2 et Hythane Gaz PEM GDF SUEZ McPhy- CEA AREVA H2 Gen France MYRTE 2013 0,25 H2 Elect. PEM Univ.Corse -AREVA H2 Gen CEA Tableau 1 : Démonstrateurs en Europe – Source : GRTgaz. 36 REE N°2/2015 L'HYDROGÈNEDOSSIER 1 ne peut plus compenser l’augmentation du coût de l’électricité. Ces considérations économiques permettent de mesurer le poids respec- tif du coût des investissements et de l’électricité dans l’évaluation du coût de l’hydrogène produit. la nécessité de continuer à améliorer la performance des électrolyseurs : diminution des coûts d’investissement et de maintenance, augmentation du rendement des électrolyseurs, capaci- té à assurer un bon suivi de charge afin de saisir ainsi toutes les opportunités d’électricité excédentaire ; valorisation des co-produits tels que la chaleur et l’oxygène ; l’hydrogène par électrolyse sur site et représente donc un avantage concur- rentiel certain par rapport à l’hydro- gène produit de façon centralisée par vapo-réformage, qui doit supporter en plus le coût du transport ainsi que le coût de la taxe carbone ; la valorisation des services systèmes que le “Power to Gas” peut apporter au réseau de transport d’électricité. Le “Power to Gas” apporte des bénéfices socio-écono- miques considérables Intégrer les énergies renouve- lables au système énergétique Le “Power to Gas” permet de mieux intégrer les énergies renouvelables au système énergétique et valoriser des énergies qui, en son absence, seraient perdues. L’étude fine de l’application des différents moyens traditionnels de stockage (chauffe-eau, véhicules élec- triques, STEP, etc.) aux chroniques an- nuelles de température montre que ces moyens de stockage ne présentent pas un volume et une flexibilité suffisants pour absorber les surplus d’électricité. Par exemple, en présence de deux événements de production excédentaire de 12 heures séparés de seulement quelques heures de faible déficit, ces systèmes ne disposent pas d’une capaci- té de stockage suffisante pour la seconde période. Seul le “Power to Gas” présente cette capacité de stockage massif et inter-saisonnier. Services au système électrique Le “Power to Gas” peut apporter des services au réseau électrique et parti- ciper aux services systèmes, services opérationnels que l’opérateur de réseau met en œuvre pour permettre un bon fonctionnement des réseaux électriques et garantir un approvisionnement en électricité sûr et continu. Le marché est évalué aujourd’hui à 1 000 MW. Utiliser les infrastructures existantes La conversion d’électricité excé- dentaire en hydrogène et son injection dans les réseaux de gaz naturel permet, en ayant recours aux infrastructures existantes, d’éviter tout nouvel investis- sement spécifiquement dédié au stoc- kage. Sur la base d’une consommation annuelle de gaz naturel de 400 TWh, un taux d’hydrogène de 6 % en volume, soit 2 % en énergie, permet de stocker 8 TWh. La conversion de l’hydrogène en méthane de synthèse permet de s’af- franchir de cette limite. En outre, notamment en cas d’oppo- sition sociétale importante, le “Power to Gas” peut permettre d’éviter une partie des investissements des réseaux élec- triques nécessaires au raccordement de capacités renouvelables nouvelles. « Décarboner » le mix énergétique La combustion de l’hydrogène ne pro- duisant que de l’eau, le “Power to Gas” permet de réduire les rejets de CO2 dans la mesure où l’hydrogène est produit par électrolyse avec de l’électricité décarbo- née (la production d’hydrogène par ré- formage du gaz naturel génère en France de l’ordre de 10 Mt de CO2 par an). Ainsi, la combustion de 25 TWh d’hydrogène permet de réduire les rejets de CO2 de 5 à 8,5 Mt selon qu’il se substitue à du gaz naturel ou du charbon. Le “Power to Gas” permet également de contribuer à une mobilité durable « décarbonée » : 10 TWh d’hydrogène permettent d’ali- menter une flotte de 2,4 millions de véhicules légers. Enfin, la méthanation, recombinaison d’hydrogène et de gaz carbonique (cap- té dans une installation industrielle par exemple) permet de recycler le CO2 et de le valoriser sous forme de méthane de synthèse. Retombées économiques et sociales L’hydrogène étant produit localement grâce à une énergie renouvelable, le “Power to Gas” réduit les importations de combustibles fossiles et améliore ainsi la balance commerciale. Permettant d’assurer le stockage de l’électricité excé- dentaire, le “Power to Gas” favorise le dé- veloppement des productions électriques renouvelables nationales. Le développe- ment des technologies liées au “Power to Gas” ainsi que la construction et l’exploi- tation d’installations utilisant ces procédés créera un nombre d’emplois important et procurera des opportunités intéressantes d’exportation de ces technologies. Il est nécessaire de construire un cadre législa- tif et économique approprié Les études réalisées jusqu’à présent permettent de cerner les problèmes posés et également d’engager des ré- flexions complémentaires en particulier : to Gas” dans le système énergétique dans son ensemble ? REE N°2/2015 37 Le “Power to Gas” Comment relever le défi du stockage de l’électricité ? Positionnement du “Power to Gas” Deux visions peuvent être dévelop- pées : La première considère que le “Power to Gas” n’est qu’un nouveau moyen de produire de l’hydrogène. Il s’agit donc d’un service marchand nouveau qui doit s’intégrer dans le marché selon les règles habituelles d’organisation des marchés. Une autre vision consiste à considé- rer le caractère systémique du “Power to Gas” vis-à-vis du modèle énergétique dans son ensemble. Il apporte au sys- tème énergétique une solution d’équili- brage et a donc naturellement vocation à faire partie du secteur régulé (au même titre que les réseaux). Il doit donc par conséquent être encadré par des règles précises dérogatoires de celles qui s’ap- pliquent aux services marchands. Il est important qu’un choix soit fait entre ces visions, voire même pour une combinaison de ces deux visions afin de définir à temps un cadre législatif, réglementaire et fiscal adéquat capable de garantir dans la durée une réponse adaptée à la fois aux contraintes tech- niques (d’équilibrage des réseaux en particulier) et aux objectifs de dévelop- pement des énergies renouvelables. Définir un modèle économique stable Comme pour tout investissement d’envergure, un besoin de visibilité et de stabilité du modèle économique s’impose. Ceci constitue le préalable indispen- sable à un développement de la filière hydrogène et au déploiement massif des solutions “Power to Gas” (au-delà des nécessaires efforts de R & D et de la mise en place de démonstrateurs). Ceci exige d’apporter des réponses concrètes et pérennes à un certain nombre de questions et notamment : “market design”, du marché de l’élec- tricité ? Cela permettra de définir si l’achat de l’électricité renouvelable pour l’électrolyse se fera à coût margi- nal ou à prix de marché ; de soutien au développement de l’élec- tricité renouvelable ? Une évolution de ces mécanismes a déjà été décidée. Y aura-t-il d’autres évolutions ? production d’hydrogène supportera-t- elle les coûts d’accès au réseau élec- trique et les taxes ? - bone ? Quels mécanismes seront mis en place pour aller vers une économie décarbonée ? Marché du carbone ré- gional, mondial ? Taxe à la tonne de carbone ? Conclusions Le “Power to Gas” apporte de la flexibilité au système électrique et per- met l’intégration des énergies renou- velables dans le système énergétique. Il est le seul moyen d’assurer un stockage massif et saisonnier de l’électricité. Le “Power to Gas” contribue à décarboner le mix énergétique français. Le “Power to Gas” est une technologie mature, toutes les briques technologiques qui la composent sont disponibles. Même si la R&D est encore nécessaire, il est maintenant impératif de mettre en place des démonstrateurs afin d’améliorer les composants par un retour d’expérience in situ et optimiser les systèmes. Le “Power to Gas” valorise les infras- tructures existantes. Il exigera une plus grande coopération/coordination entre les opérateurs de réseau d’énergie pour optimiser le système global. Il obligera à un dialogue plus approfondi entre les différentes filières. Il fera partie inté- grante du réseau intelligent du futur, « l’Enernet » ainsi que le nomme Joël de Rosnay. Ainsi, en ce début du 21e siècle, le changement climatique nous place face à des enjeux considérables : L'AUTEUR Philippe Boucly est conseiller spé- cial à GRTgaz où il travaille plus par- ticulièrement sur les questions liées au “Power to Gas”, à l’hydrogène et au « gaz décarboné » ainsi qu’à la mobilité propre. Il est également 1er vice-président de l’AFHYPAC, Association française pour l’hydro- gène et les piles à combustible. Philippe Boucly a mené toute sa carrière au sein de Gaz de France, devenu GDF Suez. Il y a occupé des fonctions opérationnelles en France et à l’international. De 2002 à 2008, il a dirigé SPP, société gazière slovaque filiale de GDF Suez, d’E-on et de l’état slovaque. Il a également dirigé la coopération technique développée entre Gaz de France et Gazprom de 1994 à 2002. De 2009 à avril 2013, Philippe Boucly a été directeur général de GRTgaz, principal opérateur français de ré- seau de transport de gaz naturel. Philippe Boucly est ancien élève de l’Ecole polytechnique et ingénieur des Mines de Paris. 38 REE N°2/2015 L'HYDROGÈNEDOSSIER 1 les rejets de gaz à effet de serre. Cela exige de développer les énergies non carbonées et en particulier les éner- gies renouvelables ; dans le système énergétique ; - nement et améliorer l’indépendance énergétique des économies euro- péennes, très dépendantes d’énergies fossiles importées ; - gène pour créer des emplois et des services nouveaux et développer une filière d’excellence avec tous les ac- teurs de l’hydrogène. Le “Power to Gas” est une technolo- gie mature qui permet de relever ces dé- fis. La France dispose de tous les acteurs nécessaires à l’émergence d’une filière d’excellence : énergéticiens, opérateurs de réseaux d’énergie, agrégateurs, fabri- cants d’électrolyseurs, de méthaneurs et de piles à combustibles, producteurs traditionnels d’hydrogène, opérateurs de mobilité, centres de recherche, pôles de compétitivité. Au carrefour de plusieurs métiers (électricité, gaz, chimie, transport, indus- trie, etc.), la filière doit s’organiser et : - blir un cadre réglementaire stable ; d’être en mesure de donner des signaux économiques clairs et pérennes ; efforts de R et D (amélioration des rendements notamment), mettre en place des démonstrateurs afin de pas- ser des concepts théoriques aux outils réels : cela permettra de diminuer les coûts d’investissement, d’étudier l’intégration aux systèmes électriques et gaziers, l’optimisation des systèmes complets, etc. ; - tionales (avec nos voisins allemands ou avec des partenaires japonais ou américains). Au-delà de la feuille de route de l’ADEME et du plan « Stockage de l’éner- gie » de la Nouvelle France industrielle, l’engouement actuel de la sphère poli- tique, scientifique et industrielle pour l’hydrogène doit se concrétiser par la mise en place d’une véritable stratégie industrielle. L’hydrogène n’est certes pas LA solu- tion mais il n’y a pas de solution sans l’hydrogène. Figure 2 : Les réseaux, composantes majeures d’un système énergétique global.