Belgique – Vendredi 02/11/2018. energiesdelamer.eu – Le stockage permet de transformer l’électricité verte excédentaire pour la stocker sous forme de gaz et la retransformer en électricité quand c’est nécessaire, afin d’atteindre l’optimum économique.
C’est la conclusion de l’article scientifique cosigné par des chercheurs de l’ULiège, et de spécialistes de Fluxys, le gestionnaire du réseau de transport de gaz en Belgique qui vient d’acquérir le terminal Gaz GNL de Dunkerque.
C’est également l’expérience que va mener le projet pilote de parc éolien flottant écossais Kincardine avec Tesla situé à 15km au large d’Aberdeen.
Notre confrère belge « l’Echo » mentionne un article scientifique co-signé par des chercheurs de l’université de Liège – Uliège et Fluxys, sur la nécessité de développer simultanément, une filière « power-to-gas » parallèlement à la politique de développement des énergies renouvelables menée par la Belgique.
Centralised Planning of National Integrated Energy System with Power-to-Gas and Gas Storages est publié à l’occasion de MEDPOWER 2018, Mediterranean Conference on Power Generation, Transmission , Distribution and Energy Conversion, qui se tiendra à Dubronik du 12 au 15/11/2018 par Mathias Berger, David Radu, Raphael Fonteneau, Damien Ernst Electrical Engineering and Computer Science Department University of Liège, Belgium de L’université de Liège et Thierry Deschuyteneer, Ghislain Detienne de Fluxys.
Cet article qui a été sélectionné dans le cadre du Call paper, présente, des expériences concrètes en cours, des travaux d’études menés par Fluxys et Colruyt sur une installation industrielle en Belgique.
« Cela fait presque un an que nous travaillons avec Fluxys sur le sujet. La plupart des études consacrées à la transition énergétique portent sur l’électricité, tandis que le gaz, qui offre pourtant de vraies possibilités de stockage, est négligé », déclare Damien Ernst.
La recherche, qui se poursuit et dont l’article évoqué n’est qu’un premier résultat, consiste à créer un cadre théorique pour mettre au point un outil capable de déterminer la planification énergétique optimale, tant en termes de mix énergétique que de solutions de stockage, à partir de 2025, année de fermeture du nucléaire en Belgique.
Nous avons travaillé de manière très fine, en prenant l’historique météo des dernières années et en regardant quel était l’optimum heure par heure, pour bien modéliser les choses.
♦ Dans un premier cas, où les émissions de CO2 restent comparables aux émissions actuelles – ce qui correspond à une baisse de 40% environ par rapport aux niveaux de 1990 –, le stockage n’est pas nécessaire, des centrales au gaz venant compenser l’intermittence des renouvelables. Le coût total du système est alors de €4,62 milliards/an, soit €51,5/MWh électrique.
♦ Mais dans le deuxième cas, qui vise une réduction de 80% des émissions de CO2 par rapport à 1990, le photovoltaïque est beaucoup plus développé, la capacité en énergie renouvelable atteint 49 GW, et le stockage sous forme de « power-to-gas » prend sa place dans le système énergétique belge – 93,9 GWh peuvent être stockés sous forme d’hydrogène, et 10,3 GWh sous forme de méthane. Ce gaz est ensuite retransformé en électricité quand cela s’avère nécessaire – avec l’avantage que cette technologie peut assurer du stockage intersaisonnier. Les batteries apparaissent aussi, pour 10,7 GWh. Le coût total du système est alors de 5,07 milliards d’euros par an, soit 56,52 euros par MWh électrique.
« Pour donner un ordre de grandeur, la centrale de pompage-turbinage de Coo peut stocker 5 GWh, ce qui est peu par rapport aux potentialités du ‘power-to-gas’, souligne Laurent Remy, porte-parole de Fluxys. C’est une option dont on parle trop peu, qui a pourtant un rôle à jouer dès aujourd’hui, et qui va prendre de plus en plus d’importance avec le développement des renouvelables. »
Si la Belgique développe 50 GW de capacités renouvelables, cela doit aller de pair avec une filière power-to-gas qui permet de stocker 104 gigawattheures d’électricité excédentaire, selon une nouvelle étude.
→ Transformer l’électricité verte excédentaire en hydrogène ou en méthane pour la stocker, puis retransformer ce gaz en électricité, n’est pas la seule option.
« On peut aussi utiliser l’hydrogène pour certains process industriels, comme la fabrication d’engrais, ou pour faire rouler des véhicules, explique Laurent Remy. Et si on décide de le stocker, il n’est pas nécessaire de construire des stockages spécifiques: on peut mettre la flexibilité de notre réseau de gaz à disposition du réseau électrique. On pourrait injecter sans problème 2 à 5% d’hydrogène dans le réseau de gaz, ce qui représente déjà des quantités énormes. Et si la technologie power-to-gas a encore un coût important – on parle de 100 à 150 euros par MWh pour la transformation en hydrogène – le coût du stockage sous forme de gaz est, lui, quasiment mille fois moins cher que le stockage via des batteries. »
Des expériences concrètes sont déjà en cours.
À Fos-sur-Mer, en France, un démonstrateur d’une capacité d’1MW, baptisé Jupiter 1000, est en construction. Il a pour but de transformer l’électricité verte excédentaire en hydrogène vert et en méthane de synthèse pour la stocker.
À Werlte, en Allemagne, Audi produit du méthane de synthèse en utilisant des excédents d’électricité renouvelable pour alimenter 1.500 Audi g-tron sans quasiment émettre de CO2. L’installation a une capacité de 6 MW.
Fluxys, lui, travaille avec le groupe Colruyt à une installation à échelle industrielle, qui convertirait une partie de l’électricité des parcs éoliens en mer en hydrogène. « Le projet est encore en phase d’étude, mais on parle d’une installation de l’ordre de 25 MW, qui devrait être opérationnelle au début des années 2020. C’est donc trop tôt pour fanfaronner, mais c’est une technologie dans laquelle nous croyons vraiment », précise Laurent Remy.
Plus ambitieux encore : TenneT, Thyssengas et Gasunie Deutschland ont annoncé ce mois-ci la construction d’une installation de 100 MW pour convertir l’électricité renouvelable en gaz destiné à un usage industriel dans la Ruhr, en Allemagne. Elle devrait être connectée au réseau en 2022.
Et enfin, Paul Vergriete, le maire de Dunkerque qui, à terme, souhaite connecter le futur parc éolien offshore au démonstrateur GRHYD expérimenté par ENGIE dans le cadre du projet de recherche et d’acceptabilité à Capelle-La-Grande dans la communauté urbaine, teste l’injection d’hydrogène produit à partir d’électricité renouvelable dans le réseau de distribution de gaz naturel et la production d’hythane® (mélange d’hydrogène et de gaz naturel).
Sans oublier que Fluxys vient d’acquérir le terminal GNL du Port de Dunkerque qui était détenu par EDF et Total.
Points de repère
31/10/2018 – Le terminal LNG Dunkerque vendu à Fluxys et ses partenaires
EDF et Total ont vendu à Fluxys leurs parts de 35,76 % dans l’infrastructure et à ses partenaires de consortium, mais aussi la part restante de 39,24 % à un consortium d’investisseurs coréens emmené par IMP Group.
23/10/2018 – DNV GL a conseillé Gore Street Energy Storage Fund Plc pour du stockage dans la perspective de l’acquisition par Stockami Energy d’une batterie de stockage d’une capacité de 19 MW. Gore Street Capital, investisseur en capital-investissement.
24/09/2018 – Dominique Moniot, directeur développement Energies Marines Renouvelables d’Engie Green, a présenté la complémentarité entre éolien en mer et hydrogène lors de FWP Atlantic à Brest.
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