• Print
  • Decrease text size
  • Reset text size
  • Larger text size
11/03/2019

Interview de Patrick Prunet (GRTgaz) sur les synergies entre réseaux énergétiques [Cycle Synergie des réseaux - 4/5]

Directeur de projets chez GRTgaz, Patrick Prunet conduit notamment le projet de Power-to-Gas Jupiter 1000 ainsi que le Programme TENORE qui vise à valoriser l’énergie fatale de détente du gaz naturel. Le point commun à ces deux projets ? La volonté est de tirer profit des différents types de réseaux énergétiques (électricité, gaz naturel, hydrogène, chaleur…) en créant des synergies au service de l’efficacité énergétique. Patrick Prunet nous a présenté sa vision des dynamiques qui façonnent l’avenir des réseaux énergétiques.

Interview

Sia Partners – Quels sont les intérêts pour les acteurs du marché du gaz naturel de s'interconnecter aux réseaux de chaleur et d’électricité ?

GRTgaz – Il s’agit tout d’abord de montrer les synergies et complémentarités entre les différentes énergies. L’électricité et le gaz sont deux vecteurs énergétiques qui présentent des caractéristiques spécifiques et la création d’interconnexions entre leurs réseaux permet de répondre à certaines contraintes.

On observe par exemple un besoin de flexibilité croissant sur le réseau électrique avec l’intégration de plus en plus importante des ENR intermittentes. Le réseau de gaz propose intrinsèquement une très grande flexibilité. On constate aujourd’hui que le gaz peut absorber des pics de consommation très importants contrairement à l’électricité qui est difficilement stockable dans la durée. En transformant les surplus d’électricité en hydrogène par électrolyse, on peut ainsi stocker l’électricité excédentaire et la réinjecter sur le réseau au moment des pics de consommation, sous forme d’électricité (Power-to-Power) ou sous forme de gaz naturel de synthèse (Power-to-Gas).

Cette flexibilité accrue permet des économies dans le dimensionnement du réseau électrique et du parc de production ENR : il faut considérer que les pics de consommation ne mobiliseront pas uniquement le réseau électrique mais seront également couverts par le réseau gazier existant. On ne pourrait de toute manière pas imaginer un réseau électrique fournissant 800 TWh ce pourquoi il est essentiel de développer les interfaces entre réseaux !

Ainsi, un réseau sans gaz ne permet pas d’atteindre un optimum économique sur les infrastructures. La présence du gaz dans un tel dispositif est également un accélérateur pour la Transition énergétique car elle permet de verdir l’approvisionnement gazier en s’appuyant sur la surproduction électrique des ENR pour alimenter le réseau gazier grâce au Power-to-Gas.

La chaleur, quant à elle, est une résultante de la consommation de gaz et/ou d’électricité dans le mix énergétique. La combustion du gaz et l’électricité génèrent automatiquement de la chaleur qui peut être quantifiée, captée puis valorisée. Le projet de SmartGrid à Nice repose sur de la chaleur hybride : gaz ou électricité selon l’énergie consommée à un moment donné. L’arbitrage entre les deux sources d’énergies se fait en fonction des rendements des systèmes, des conditions de température et des prix spots. Cela permet de soulager le réseau électrique en cas de forte demande en s’appuyant sur une chaleur issue du gaz naturel dont les prix spots seraient alors inférieurs.

Ainsi, on pourrait imaginer qu’en 2050, dans un contexte de fortes synergies et d’intégration des différents réseaux énergétiques, le consommateur final ne paie plus un MWh de chaleur, d’électricité ou de gaz mais un MWh de vecteur énergétique.

Sia Partners – Concernant le Power-to-Gas, la question de la sécurité des infrastructures est souvent évoquée. Quels sont les principaux obstacles aujourd’hui au développement de réseaux multi-énergies ?

GRTgaz – En effet, l’hydrogène n’est pas un gaz anodin : c’est la plus petite molécule de gaz combustible. Elle peut migrer par perméabilité dans les métaux ou dans des micro-fissures à l’intérieur des canalisations, là où la molécule CH4 ne passerait pas. Il faut donc vérifier et adapter les ouvrages avant d’utiliser l’hydrogène comme vecteur énergétique.

L’hydrogène a ainsi un impact sur les caractéristiques de l’acier qui est utilisé dans les canalisations, impact qu’il est nécessaire d’évaluer. De plus, l’hydrogène et le méthane ne sont pas naturellement miscibles. Afin d’éviter la formation de « bulles » d’hydrogène dans le gaz transitant au sein des infrastructures d’acheminement, le mélange mécanique CH4/H2 doit être assuré. Une telle hétérogénéité du gaz aurait un impact sur les équipements des clients car les pouvoirs calorifiques de ces deux molécules ne sont pas les mêmes.

Dans un réseau existant qui n’a pas été conçu pour l’hydrogène, comme c’est le cas en France, il est nécessaire de faire des études préliminaires, voire des adaptations pour intégrer progressivement l’hydrogène. C’est un des objectifs de projets tels que Jupiter 1000, TransHytion ou GRHYD (piloté par GRDF). L’hydrogène est tout d’abord injecté en très faibles quantités, puis l’augmentation de la concentration de l’hydrogène dans le gaz est réalisée avec une surveillance accrue pour garantir l’intégrité des infrastructures du gestionnaire de réseau et du consommateur final.

La méthanation permet de retourner le problème. La méthanation consiste à faire réagir l’hydrogène (H2) avec du dioxyde de carbone (CO2) pour produire du méthane de synthèse dont les propriétés sont quasiment identiques au gaz naturel actuellement consommé. La méthanation permet donc de retourner la problématique d’injection de H2 dans le réseau : on n’adapte pas le réseau à l’hydrogène mais c’est l’hydrogène qui est mis en conformité avec le réseau. La méthanation se place comme une alternative à la pleine injection de l’hydrogène dans le réseau mais aussi comme moyen de gagner du temps sur l’adaptation du réseau.

L’optimum économique se trouve dans l’adaptation du réseau à l’hydrogène car la méthanation est une brique qui s’ajoute à l’électrolyse augmentant sensiblement les CAPEX de chaque projet et diminuant les rendements. Dans une optique de développement accéléré de l’hydrogène dans les réseaux de transport et distribution du gaz, on pourrait imaginer solliciter des systèmes de méthanation le temps d’adapter le réseau.

Sia Partners – Pour le moment, ces technologies sont encore peu matures et nécessitent un appui financier public. A terme, pensez-vous qu'elles puissent être rentables économiquement et à quelles conditions ?

GRTgaz – C’est l’objet des démonstrateurs tels que Jupiter 1000. Pour le développement des gaz verts, il faut un tarif de rachat qui dépend de la capacité à valoriser les externalités positives sur l’environnement. La valeur du tarif de rachat doit passer par un bilan ACV (analyse cycle de vie) qui prend en compte les externalités liées aux émissions de gaz à effet de serre.

Dans un premier temps, le passage par une phase de soutien financier public est nécessaire pour structurer les filières et leur permettre d’atteindre une rentabilité économique à moyen terme. Les courbes d’apprentissage sur les nouvelles technologies montrent que le gain d’expérience sur la conception, l’assemblage et l’exploitation des infrastructures, permettrait d’abaisser les CAPEX et OPEX des projets. La taxation du carbone est aussi un moyen d’augmenter la TICGN sur le méthane qui permettrait de rendre concurrentiel l’hydrogène.

Pour déterminer la rentabilité potentielle des projets, on réalise ensuite une projection sur le mix électrique pour étudier quel serait le montant de la taxe carbone permettant de rendre l’hydrogène concurrentiel.

Sia Partners – Quel est selon vous le potentiel de développement de ces technologies Power-to-Gas, Power-to-Heat, etc. ?

GRTgaz – La pertinence du Power-to-Gas dans le mix gazier de demain est incontestable mais il existe plusieurs cas d’usages pour l’hydrogène-énergie. Ce vecteur énergétique peut être injecté dans le réseau de gaz ou servir de carburant pour la mobilité. Au-delà de l’utilisation énergétique, l’hydrogène issu du Power-to-Gas peut également être utilisé par les industriels comme matière première dans leurs processus de production. Il existe donc plusieurs finalités au Power-to-Gas et il est important d’identifier quelles sont les applications offrant des leviers de croissance économique ou profitant le plus à la Transition énergétique.

Pour les acteurs opérant sur le réseau gazier, c’est le vecteur énergétique pour alimenter les clients finaux qui constitue un relais de croissance et une réelle valeur ajoutée par rapport aux activités existantes. Cependant, il est peu probable que ces installations soient déployées à une très grande échelle en France. Sans retour d’expérience de sites de taille industrielle, il est compliqué d’estimer actuellement quelle place le Power-to-Gas pourrait avoir en termes de capacités de production, de nombre de sites, etc.

Sia Partners – Est-il possible d’imaginer des contrats de partenariats spécifiques pour soutenir les synergies entre les différents réseaux ?

GRTgaz – Aujourd’hui, il existe déjà quelques leviers contractuels qui permettent de valoriser la flexibilité qu’apporte le Power-to-Gas. Il faut distinguer deux cas. Si l’électricité est restituée sur le réseau, on pourrait imaginer un abattement significatif sur le tarif d’utilisation du réseau (TURPE). Le Power-to-Gas agirait comme un système de stockage d’électricité telle une STEP (station de transfert d'énergie par pompage). Si l’électricité n’est pas restituée, on se place comme un consommateur lambda. Dans ce cas-là, il n’y a pas de dispositif particulier.

Le producteur peut également rendre des services d’effacement au réseau comme tous les autres consommateurs. On paye alors le TURPE normalement avec néanmoins la possibilité de rendre des services rémunérés permettant de valoriser la flexibilité offerte au réseau électrique.

Enfin, le Power-to-Gas étant un poste de consommation « vert », il bénéficie d’une exonération de CSPE car c’est une technologie qui contribue à la transition énergétique. Il n’y a pas d’argument qui justifierait d’avoir recours à des contrats particuliers pour le Power-to-Gas. On se comporte en tant qu’acteur de la flexibilité électrique comme un autre.

Présentation de Patrick Prunet et de GRTgaz

Patrick Prunet a rejoint GRTgaz comme Project Manager à la fin de l’année 2004. Après avoir travaillé, entre autres, sur la rénovation du site de stockage de Beynes, le site d’interconnexion de Cuvilly et l’extension du terminal GNL de Fos Tonkin, Patrick Prunet préside le consortium chargé de piloter le projet Jupiter 1000. En parallèle de Jupiter 1000 et du Programme TENORE, il est membre du Directoire Hydrogène de GRTgaz.

GRTgaz possède et exploite en France le plus long réseau de transport de gaz naturel à haute pression d'Europe avec trois missions principales :

  • Le transport de gaz dans les meilleures conditions de sécurité, de coût et de fiabilité ;
  • La livraison aux clients raccordés au réseau de transport (industriels, centrales gaz, réseaux de distribution et de transport adjacents) ;

Le développement des capacités de transport pour satisfaire les besoins du marché et renforcer la sécurité d'approvisionnement en France et en Europe.

 

Retrouvez les articles précédents du Cycle Synergies des réseaux :

Partie 1 : Des technologies multi-énergies à différents niveaux de maturité

Partie 2 : Quels obstacles à surmonter pour interconnecter les réseaux ?

Partie 3 : Injection de l'hydrogène décarbonné dans les réseaux de gaz naturel : un levier de développement de la filière ?

Sia Partners

0 commentaire
Publier un commentaire

Plain text

  • Aucune balise HTML autorisée.
  • Les adresses de pages web et de courriels sont transformées en liens automatiquement.
  • Les lignes et les paragraphes vont à la ligne automatiquement.
Image CAPTCHA
Saisissez les caractères affichés dans l'image.
Back to Top