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Méthanation : de l’« e-méthane » produit à Fos-sur-Mer depuis début juillet

Le gestionnaire de réseau GRTgaz a annoncé le 1er juillet le début de la production d’« e-méthane » sur le site Jupiter 1000 situé à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône). Une nouvelle étape clé dans le développement de ce démonstrateur. Explications.

Le 20 juillet 2022 onnaissancedesenergies.org

Power to Gas, méthanation et e-méthane : quésaco ?

En février 2020, le démonstrateur Jupiter 1000 avait injecté pour la première fois sur le réseau gazier de l’hydrogène produit par « Power to Gas » à partir d’électricité d’origine renouvelable. Ce procédé consiste à transformer de l’électricité en hydrogène par électrolyse de l’eau (ce qui permet entre autres de stocker de l’électricité lorsqu’elle est excédentaire sur le réseau par rapport à la demande).

Une autre installation sur le site de Jupiter 1000 vient d’être mise en service afin de produire quant à elle un gaz de synthèse ou « e-méthane » par « méthanation », procédé qui « consiste à mélanger de l’hydrogène vert et du CO2 recyclé ». Ledit gaz de synthèse peut être injecté directement dans les réseaux gaziers, « ne nécessite pas la construction de nouvelles infrastructures de transport et permet de diviser en moyenne par deux les rejets de gaz carbonique dans l’atmosphère » par rapport au gaz naturel, souligne GRTgaz.

Les partenaires du projet

Le projet Jupiter 1000 réunit 9 partenaires : le Port de Marseille Fos qui accueille le démonstrateur, la CNR qui fournit de l’électricité produite à partir d’installations renouvelables, McPhy qui a construit les électrolyseurs pour générer l’hydrogène, Leroux & Lotz qui capte du CO2 dans des fumées industrielles d’Asco Industries (une aciérie située à proximité de Jupiter 1000) pour le fournir à l’installation de méthanation, Khimod qui réalise les réacteurs échangeurs de méthanation ou « méthaneurs » avec le CEA et les gestionnaires de réseaux gaziers GRTgaz et Teréga mais aussi d’électricité RTE.

Septembre 2022

Notons qu'un autre site de méthanation (démonstrateur d'Energo) dans l'Oise a permis d'injecter du méthane de synthèse dans les réseaux gaziers début juillet. Il existe toutefois une différence de technologies entre les deux démonstrateurs, précise Khimod : la réaction catalytique du démonstrateur d'Energo « est entretenue avec un plasma consommateur d’énergie et nécessite également une alimentation pour faire augmenter la pression nécessaire à l’obtention de la méthanation » tandis que le démonstrateur de Jupiter 1000 « n’a pas besoin d’énergie extérieure pour obtenir la synthèse désirée ; ni chaleur, ni électricité ne sont nécessaires pour obtenir la réaction dans la brique, les intrants suffisent ».

Si l'unité de méthanation de Jupiter 1000 a produit ses premiers mètres cubes de méthane de synthèse, « ces volumes n’ont pas été encore injectés dans le réseau : l’ensemble du circuit de Jupiter 1000 n’est pas encore opérationnel à date, mais il le sera d’ici à septembre 2022 », précise Khimod.

GRTgaz a démarré la production d’e-méthane sur son site Jupiter 1000
Avec Jupiter 1000, GRTgaz convertit depuis 2020 de l’électricité d’origine éolienne en hydrogène renouvelable pour injection dans le réseau de transport de gaz.

1er juillet 2022

Le démonstrateur franchit une nouvelle étape : il débute la production d’e-méthane, un gaz de synthèse produit à partir d’hydrogène renouvelable et de CO2 recyclé, afin de l’injecter dans le réseau de GRTgaz

Jupiter 1000 poursuit deux grandes finalités depuis sa mise en service en 2020 :

transformer de l’électricité renouvelable en hydrogène pour stocker l’énergie et décarboner les infrastructures gazières ;
tester le procédé de « méthanation » qui consiste à mélanger de l’hydrogène vert et du CO2 recyclé pour produire un gaz de synthèse.
Alors que les premiers résultats des campagnes d’injection d’hydrogène sont désormais connus, le démonstrateur a mis en service son installation pour tester la « méthanation ».

Ce procédé permet de valoriser le CO2 rejeté par des sites industriels : l’hydrogène vert produit par les électrolyseurs réagit avec le CO2 capturé dans les fumées des industriels et génère ainsi du méthane de synthèse, directement injectable dans les réseaux de gaz. Cet « e-méthane » remplace le gaz naturel, ne nécessite pas la construction de nouvelles infrastructures de transport et permet de diviser en moyenne par deux les rejets de gaz carbonique dans l’atmosphère.

L’équipement permettant cette réaction, appelé « méthaneur », a été construit par Khimod, appuyé par le CEA.

L’installation de captage de CO2 a été installée par le partenaire Leroux&Lotz afin de prélever le CO2 dans les fumées d’Asco Industries, une aciérie située à proximité de Jupiter 1000.

Après extraction et épuration, ce gaz carbonique est acheminé vers le site Jupiter 1000 via une canalisation construite par le Grand Port Maritime de Marseille.

Les campagnes d’injection d’hydrogène renouvelable débutées en 2020 se poursuivent. Les deux électrolyseurs ALCALIN et PEM ont pu être testés et les injections d’hydrogène n’ont pas eu d’incidence chez les clients industriels connectés au réseau. Des campagnes d’essais de performance sont encore en cours sur les 2 électrolyseurs, pilotées par le CEA. Une fois ces tests effectués, la CNR testera son process de pilotage intelligent de l’installation qui permettra de produire de l’hydrogène aux moments les plus opportuns (notamment quand la demande en électricité est faible et la que production d’énergie renouvelable est abondante).

mobar a écrit : ↑

02 juil. 2018, 09:50

Méthanation biologique et Power to Gas au Danemark par Electrochaea

http://www.europeanpowertogas.com/media ... cesses.pdf

Quand l’hydrogène aide à recycler le CO2

Au Danemark, la start-up Electrochaea produit du gaz vert en recombinant hydrogène vert et dioxyde de carbone. Une technologie moins compétitive aujourd’hui que la production de biométhane issu de la biomasse.

Le Monde 10.06.2018 par Philippe Jacqué (Copenhague)

Le plus frappant, c’est l’odeur. A mesure que l’on s’approche de l’usine de traitement des eaux du sud de Copenhague, les effluves d’égouts s’intensifient. A proximité des bassins d’épanchement des boues, de vastes réservoirs permettent de créer du gaz grâce à la biomasse. Mais cette usine accueille également une unité de production de méthane synthétique.

« Comme le Danemark dispose d’importants gisements d’électricité éolienne, nous avons décidé de produire du gaz à partir, d’un côté, d’hydrogène vert produit sur place par un électrolyseur, et, de l’autre, de CO2 rejeté par la centrale de traitement des eaux », explique Laurent Lardon, le patron français de l’usine Biocat, un des projets pilotes de la start-up germano-américain Electrochaea.


En effet, tout comme il est possible de produire de l’hydrogène en « craquant » du gaz, en séparant les molécules d’hydrogène (H2) des molécules de dioxyde de carbone (CO2), il est possible de recréer du gaz en mariant ces molécules afin de le réintroduire dans le réseau de gaz de ville. L’intérêt est double. Cela permet de séquestrer et recycler le dioxyde de carbone que l’on envoie aujourd’hui dans l’atmosphère.

« Une empreinte carbone négative »

Les usines chimiques, les aciéries ou les raffineries, très émettrices de CO2, pourraient l’utiliser pour décarboner leur production. Deuxième intérêt, ce processus de « méthanation » produit également de la chaleur, que l’on peut réutiliser dans un réseau de chaleur ou pour tout autre usage.

Si l’intérêt est là, peu d’acteurs ont aujourd’hui démontré sa pertinence technique et surtout, financière. Marier de l’hydrogène et du dioxyde de carbone n’est pas aisé, cela nécessite un biocatalyste efficace. « Nous avons sélectionné une bactérie particulièrement efficace, assure M. Lardon. Pour un mégawatt/heure d’électricité, nous produisons 550 kW de gaz et 350 kW de chaleur. Nous avons un rendement de 88 %. Si la chaleur est utilisée...
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Les 7 chiffres clés du démonstrateur power-to-gas Grhyd d’Engie à Dunkerque

Aurélie Barbaux Usine Nouvelle le 11/06/2018

Grhyd, le second démonstrateur français de production d’hydrogène à partir d’électricité renouvelable (Power-to-gas), a été inauguré le 11 juin. L’installation injecte depuis le 6 juin de l’hydrogène vert dans le réseau de gaz de GRDF à Cappelle-la-Grande, près de Dunkerque.


Le deuxième démonstrateur français power-to-gas a commencé à injecter de l'hydrogène produit à partir d'électricité certifiée renouvelable dans le réseau de gaz de ville de GRDF le 6 juin 2018

N’en déplaise aux acteurs du projet, Grhyd n’est pas le premier démonstrateur de production d’hydrogène à partir d’électricité renouvelable, ou Power-to-gas, en France. Depuis 2012, en Corse, le projet Myrthe du CNRS produit et stocke de l’hydrogène par électrolyse à partir d’électricité photovoltaïque. Le démonstrateur Grhyd d’Engie, inauguré ce 11 juin à Cappelle-la-Grande, près de Dunkerque, est en revanche le premier à tester l’injection d’hydrogène dans le réseau de gaz de ville au-delà des 6% réglementaires. Détails de ce projet, qui s’inscrit parfaitement dans le plan hydrogène dévoilé par Nicolas Hulot le 1er juin dernier, en sept chiffres clés.

15 millions d’euros.

C’est le budget du démonstrateur Power-to-gas Grhyd, financé par le programme des investissements d’avenir et l’Ademe à hauteur de 4 millions d’euros.

3 technologies

Le démonstrateur teste trois technologies : la production d’hydrogène par les électrolyseurs de type PEM (membrane à échange de proton) de la société Areva H2GEn qui peut produire jusqu’à 10 m3 d’hydrogène par heure; le stockage solide de 50 m3 d’hydrogène de la société MCPhy dans laquelle EDF vient d’investir 28 millions d’euros ; et surtout l’injection par GRDF d’hydrogène dans son réseau de gaz de ville jusqu’à 20%, la réglementation actuelle la limitant à 6%.

200 logements

En juin 2018, seuls les 100 premiers logements d’un nouveau quartier de Cappelle-La-Grande (8 000 habitants au total) utilisent du gaz mélangé à de l’hydrogène pour se chauffer, se laver et cuisiner. L’installation alimentera aussi avec ce mélange gaz hydrogène la chaufferie d’un centre de soin à proximité. A terme, plus de 200 logements participeront au démonstrateur.

0 à 20%

Grhyd pourra injecter de 0 à 20% d’hydrogène dans le réseau de gaz de ville, mais pas tout le temps. Via un outil de simulation fourni par le CEA, alimenté en données locales d'ensoleillement et de vent, il ne déclenchera la production d’hydrogène vert à partir d’électricité du réseau - disposant de certificats verts - qu’en adéquation avec de potentiels surplus de production. Le but étant de préfigurer une installation industrielle qui exploiterait effectivement uniquement les surplus d’électricité renouvelable, donc non vendus ou très peu chers (environ 5 euros le kilo), pour rester compétitive.

50 bus

Le projet Grhyd succède au projet d’Engie Althytude à Dunkerque qui avait permis de valider l’utilisation d’un nouveau carburant l’Hythane, mélange de méthane et d’hydrogène (jusqu’à 20%), pour le transport. Le projet Grhyd prévoyait initialement d’alimenter avec ce carburant une cinquantaine de bus de l’agglomération. Mais la réglementation ne permet pas encore d’utiliser ce nouveau carburant. Les négociations au niveau de l’Europe notamment sont en cours.

6 ans

C’est la nouvelle durée du projet initié en 2011, lancé en 2014, et qui devait se finir en juin 2019. Mais la phase de préparation et d’autorisation de 4 ans ayant duré plus longtemps, le démonstrateur pourra fonctionner jusqu’en juin 2020, pour bénéficier d’un retour d’expérience de deux ans.

11 partenaires

Grhyd est un projet de la communauté urbaine de Dunkerque Grand littoral et de la commune de Cappelle-La-Grande, coordonné par le laboratoire Crigen d’Engie en partenariat avec le fabricant d’électrolyseur Areva H2Gen, le spécialiste du stockage d’hydrogène McPhy, le CEA, le distributeur de gaz GRDF, le centre technique des industries aéraulique et thermique Cetiat, le réseau de transports en commun dunkerquois DK’Bus Marine, Engie, Engie Ineo et Ineris. Il est labellisé par le pôle de compétitivité rhône-alpin Tenerrdis.

À Nantes, l'amorce d'une filière power-to-gas

JACQUES LE BRIGAND Usine Nouvelle 08/02/2018

Minerve, le premier démonstrateur français power-to-gas, ou méthanation, entre en service à l’École supérieure du bois de Nantes (Loire-Atlantique).

Le procédé permet de transformer de l’électricité en méthane de synthèse, facilement stockable. Intéressant, notamment, pour le développement des énergies renouvelables, intermittentes. Minerve se compose d’un électrolyseur de 12 kW produisant de l’hydrogène qui, en réaction avec du CO2, génère du méthane de synthèse. Ce dernier alimentera la chaudière gaz d’une chaufferie biomasse ainsi qu’un véhicule (mobilité GNV). Le budget global s’élève à 1,6 million d’euros, financé par une dizaine de partenaires, opération comprenant également une éolienne (35 mètres de hauteur).

Cette expérimentation précède le projet Jupiter 1000 en cours de réalisation à Fos-sur-Mer, dans les Bouches-du-Rhône, un démonstrateur beaucoup plus ambitieux (1 MW, 28 millions d’euros) qui entend aussi capter et recycler le CO2 des fumées industrielles de l’usine sidérurgique voisine d’Asco Industries. L’Allemagne fait figure de pionnière dans le domaine, avec l’installation du constructeur automobile Audi (6 MW) à Werlte, en Basse-Saxe, qui fonctionne depuis 2013.

Power to Gas : la construction de Jupiter 1000 officiellement lancée

le 20 décembre 2017 connaissancedesenergies.org

La première pierre du démonstrateur Jupiter 1000 a été posée le 18 décembre au sein de la zone portuaire de Fos-sur-Mer. Ce projet collaboratif de « Power to Gas » piloté par GRTgaz vise à faire émerger une nouvelle filière française industrielle de production de gaz « renouvelable ». Explications.

Jupiter 1000, un démonstrateur alliant « Power to Gas » et méthanation

Le projet Jupiter 1000 vise à transformer en gaz « vert » les excédents de production électrique d’unités renouvelables intermittentes (éolien, photovoltaïque, hydrolien). Faute de solution de stockage, cette production intermittente est « perdue » lorsqu’elle ne répond pas à une demande simultanée de consommateurs. Son caractère « variable » complique en outre la gestion de l’équilibre offre/demande sur le réseau électrique.

Le « Power to Gas » permet de valoriser ces surplus d’électricité en les utilisant pour produire de l’hydrogène par électrolyse(1) de l’eau : les molécules d’eau (H2O) sont cassées en hydrogène (H2) et en oxygène (O). L’hydrogène ainsi produit peut, soit être injecté dans le réseau à condition qu’il soit suffisamment dilué (selon la réglementation en vigueur, 1% à 6% d’hydrogène maximum peut être mélangé au méthane dans les réseaux gaziers), soit en étant combiné à du CO2, être converti à son tour par procédé de méthanation en méthane de synthèse (CH4). Ce gaz « renouvelable », aux propriétés similaires à celles du gaz naturel, peut être injecté directement dans les réseaux gaziers.

A Fos-sur-Mer, le démonstrateur Jupiter 1000 va être déployé sur une parcelle de 6 500 m2 au sein de la pépinière « Innovex » de la plateforme PIICTO (Plateforme industrielle et d’innovation Caban Tonkin). Celle-ci vise à accueillir des projets pilotes préindustriels contribuant à la transition énergétique (stockage et valorisation d’énergies renouvelables, économie circulaire, smart grids, etc.).

9 partenaires, 30 millions d’euros de budget

Fruit de la collaboration de 9 acteurs, le démonstrateur Jupiter 1000 disposera d’une puissance installée de 1 MW électrique et utilisera de l’électricité renouvelable fournie par la Compagnie nationale du Rhône (CNR). Des électrolyseurs de McPhy Energy, consommant en moyenne 200 litres d’eau par heure à plein débit, pourront produire près de 200 m3 d’hydrogène par heure (soit 17 kg/h).

Le CO2 capté par Leroux & Lotz (dans des fumées industrielles) alimentera des unités de méthanation d’Atmostat (Methamod) et du CEA(2) qui pourraient produire jusqu’à 25 m3 de méthane de synthèse par heure. Si le site fonctionne la moitié du temps, sa production annuelle pourrait légèrement dépasser 1 GWh (thermique) selon GRTgaz (avec un facteur de conversion 1m3 ≈ 10 kWh).

Une fois les bâtiments et la voirie de Jupiter 1000 finalisés, le démonstrateur devra être raccordé aux réseaux de gaz et d’électricité. Il est prévu d’installer les électrolyseurs sur le site d’ici à fin 2018, puis les réacteurs de méthanation début 2019. Des tests devraient être effectués durant 3 ans au sein de ce démonstrateur. Le coût total de Jupiter 1000 est estimé à 30 millions d’euros, 40% de ce budget étant financé par GRTgaz, 30% par les 9 partenaires du projet et 30% par des financements publics.


Plan 3D des installations du projet Jupiter 1000 (©GRTgaz)

Le Power to Gas constitue une solution prometteuse en vue de l’intégration croissante de sources renouvelables intermittentes au sein du réseau électrique. En France, la région Provence-Alpes-Côte d’Azur dispose actuellement du 3e parc photovoltaïque en matière de puissance derrière la Nouvelle-Aquitaine et l’Occitanie(3), avec des capacités installées de 1 073 MW à fin septembre 2017. Le parc éolien de la région est en revanche assez limité (50 MW de puissance cumulée)(4).

L’Ademe(5) évalue à près de 150 TWh de gaz par an le potentiel théorique de production du Power to Gas à l’horizon 2050 (cette production dépendra fortement du prix du CO2 et de l’électricité). Cela en ferait, selon les estimations de l’agence, le 3e principal procédé de production de gaz « renouvelable » après la méthanisation (potentiel de 200 TWh/an) et la gazéification (160 à 280 TWh/an). Pour rappel, la consommation française de gaz a atteint 487 TWh en 2016.

Dans le cadre de la transition énergétique, le Power to Gas, associé à la méthanation, présente l’avantage de stocker l’électricité intermittente « fatale », de gérer de façon plus flexible les réseaux électriques et gaziers (en profitant de la capacité de stockage gazière de la France(6)), tout en valorisant le CO2, déchet contribuant fortement au réchauffement climatique. Ce dernier point s'avère particulièrement important, compte tenu des incertitudes actuelles, tant techniques qu’économiques, au sujet des solutions de stockage du CO2.

En Allemagne, Audi fabrique du gaz vert

Aurélie Barbaux Usine Nouvelle le 09/11/2017

Reportage Le constructeur produit en Basse-Saxe du méthane vert pour compenser les émissions de CO2 de ses berlines à motorisation hybride gaz-essence. Une première industrielle.


L’usine power-to-gas d’Audi est installée sur un site de méthanisation pour y capter le CO2 en surplus.

Pour venir à Werlte, commune allemande de 10 000 habitants nichée au cœur des forêts du land de Basse-Saxe, il faut une bonne raison. C’est le constructeur automobile allemand Audi qui l’a fournie. En 2010, il y a installé la première usine industrielle « power-to-gas », qui produit du méthane de synthèse décarboné à partir de dioxyde de carbone (CO2) et d’hydrogène vert. Une fois injecté dans le réseau de gaz allemand, ce gaz vert servira à compenser les émissions de CO2 de ses véhicules hybrides gaz-essence de la gamme g-tron. Pourquoi ici ? Parce que Werlte dispose d’une importante installation de méthanisation (45 000 tonnes de déchets traitées produisant 40 à 44 gigawattheures d’énergie par an) qui fournit le CO2 nécessaire à la production par méthanation de gaz vert.

À Werlte, un champ d’éoliennes fournit l’électricité d’origine renouvelable indispensable à la production par électrolyse de l’eau de l’hydrogène vert. L’odeur des déchets en décomposition, sensible dès l’arrivée sur le site de ­méthanisation, s’oublie vite. L’attention est captée par une colonne métallique et des tuyaux implantés à l’entrée du terrain de 10 000 mètres carrés. Il s’agit de l’installation de séparation du CO2 présent en surplus (30 %) dans le biométhane produit à côté, par lavage avec une solution aqueuse d’amine. Près de 350 mètres cubes par heure de CO2 sont captés, le reste est rejeté dans l’air.

1 000 tonnes d’e-gas par an

La production de dihydrogène (H2) vert se déroule dans le grand bâtiment blanc. « C’est le hall des électrolyseurs », ­commente Hermann Pengg, le directeur du département ­e-fuels et analyse du cycle de vie d’Audi. Trois électrolyseurs alcalins atmosphériques Enertrag Hytec de 2 mégawatts produisent 1 300 mètres cubes par heure d’hydrogène. L’oxygène généré durant l’opération et rejeté dans l’air représente l’équivalent de la respiration de 4 hectares de forêt. Le dihydrogène, lui, est stocké dans un réservoir d’Air liquide pendant environ une heure avant l’étape de méthanation. Celle-ci consiste à associer par catalyse 4 molécules de H2 avec une molécule de CO2 en utilisant la réaction décrite par Paul Sabatier en 1905. À la sortie du réacteur, on obtient du méthane de synthèse (CH4) et de l’eau (H2O) à 350 °C, la réaction étant exothermique. Cette chaleur est utilisée pour la régénération de la solution aqueuse d’amine utilisée dans le procédé de captage de CO2 du biométhane en début de processus. L’efficacité du réacteur de méthanation, qui baigne dans du sel fondu, est de 82 %.

L’usine power-to-gas d’Audi a été conçue et installée par Etogas, une spin-off du Center for solar energy and hydrogen research Bade-Wurtemberg, dont Hermann Pengg était l’un des quatre cofondateurs avant d’intégrer l’équipe d’Audi. Le site fonctionne depuis 2013. Il capte jusqu’à 2 800 tonnes de CO2 et produit 325 mètres cubes par heure de méthane de synthèse, soit 1 000 tonnes d’e-gas par an. [color]Cela permet de compenser les émissions de CO2 de 1 500 modèles d’Audi g-tron parcourant 15 000 kilomètres par an, explique le constructeur[/color]. Automatique à 100 %, l’usine est supervisée 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7 par quatre personnes. Elle fonctionne en moyenne 4 000 heures par an, car elle ne produit que lorsqu’il y a du vent ou de l’électricité renouvelable en surplus à bas coût sur le réseau, le plus souvent la nuit et le week-end. Pour Audi, l’opération n’est pas vraiment rentable. « Jusqu’à il y a peu, nous vendions l’e-gas que nous réinjectons dans le réseau au prix du gaz fossile, ce qui est ridicule. Depuis peu, on peut le vendre comme du biogaz, soit un tout petit peu plus cher », observe Hermann Pengg. Mais Audi veut montrer l’exemple.

Pourquoi Audi s’est offert une usine power-to-gas

Aurélie Barbaux Usine Nouvelle le 18/10/2017

Le constructeur automobile allemand a investi près de 30 millions d‘euros dans une usine de production de méthane de synthèse d’origine renouvelable en Allemagne.

Le véhicule électrique n’est pas le seul horizon d’une mobilité décarbonée ! Dans la course aux réductions des émissions de CO2 des véhicules particuliers, le groupe Volkswagen mise aussi sur le gaz. Dans les gammes de ses différentes marques (Audi, Volkswagen, Seat, Škoda…) on trouve déjà plus d’une dizaine de modèles roulant au GNV (gaz naturel véhicule). Les moteurs à gaz émettent 25% de moins de CO2 que les moteurs à essence. C’est mieux, mais pour les grosses berlines, ce n’est pas suffisant pour descendre sous 130 g/km au-dessus desquels chaque constructeur payera une pénalité de 475 euros/tonnes de CO2. Un seuil qui va descendre à 95 g de CO2/km en 2021. Pour les véhicules sobres en émissions, les certificats verts ne coûtent que 6 euros la tonne de CO2.

Audi a donc eu une idée, compenser les émissions de carbone de véhicule roulant au GNV en injectant dans le réseau de gaz du gaz de synthèse décarboné, fabriqué par méthanation à partir de CO2 capté et d’hydrogène vert, c’est-à-dire produit par électrolyse de l’eau avec de l’électricité renouvelable. C’est ce qu’on appelle le power-to-gas. Mais, en 2010, lorsque la décision a été prise, la technologie était encore au stade de démonstrateurs R&D. Audi décide néanmoins de passer au stade industriel et de construire sa propre usine. Une initiative pionnière et unique observée avec grand intérêt par les autres constructeurs mais aussi par les énergéticiens, comme le transporteur de gaz français GRTgaz, venu en force il y a quelques jours visiter le site power-to-gas d’Audi.

1000 tonnes de méthane de synthèse par an

L’usine, installée sur un important site de production de biométhane (gaz produit par méthanisation à partir de déchets agricoles) à Werlte, en Basse-Saxe, fonctionne depuis 2013. Elle a coûté "entre 10 et 30 millions d’euros", accepte de révéler Hermann Pengg, directeur du département Audio e-fuels et analyse du cycle de vie Audi. Elle produit environ 1000 tonnes par an de méthane de synthèse, baptisé e-gas par Audi. "Cela permet à 1500 modèles d’Audi g-tron de parcourir 15000 km par an en n’émettant pratiquement aucun CO2", explique le constructeur.

Audi a choisi le site de Werlte car il est à proximité de champs d’éoliennes. L’installation de méthanisation, construite en 2002, traite 45000 tonnes de déchets par an et produit l’équivalent de 40 à 44 GW/h d’énergie par an. Le méthane qu’elle produit est injecté à 100% dans le réseau. Mais la méthanisation produit aussi un surplus de CO2, qui est capté par lavage avec une solution aqueuse d’amine, pour alimenter l’usine power-to-gas d’Audi. On y trouve trois électrolyseurs de 2MW pour fabriquer l’hydrogène à partir d’eau et d’électricité renouvelable produites par les champs d’éoliennes à proximité et un réacteur de méthanation pour produire par catalyse le méthane de synthèses en associant l'hydrogène et le CO2. L’usine capterait ainsi environ 2800 tonnes de CO2 par an, qui seraient rejetés dans l’atmosphère sans cette solution. Toute l’installation a été réalisée par la start-up Etogas, spin-off du Center for Solar Energy and Hydrogen Research Baden-Württemberg (ZSW), dont Hermann Pengg était l’un des quatre cofondateurs. Elle a été achetée en 2016 par la société suisse Hitachi Zosen Inova.

Compenser les emisisons des Audi g-tron

Le premier modèle à gaz d’Audi, l’A3 Sportback g-tron, été lancé en 2014. Il consomme 3,3 kg de GNV au 100 km et émet 89 g de CO2/km en mode GNV, ou 128 g/km en mode essence. L’autonomie est de 400 km en mode GNV avec 900 km supplémentaires grâce au réservoir d’essence de 50 litres. Leur coût à l’achat est à peu près équivalent aux modèles diesel, explique le constructeur. Le plein de GNV revenant lui à environ 4 euros pour 100 km. A l’été 2017, Audi a lancé deux autres modèles hybride GNV, l’A4 Avant g-tron et A5 Sportback g-tron, qui émettent respectivement en motorisation GNV, 117 et 115 g de CO2/km. Les propriétaires d’Audi g-tron disposent d’une carte qui permet de comptabiliser leur plein en GNV pour qu’il soit compensé en e-gas. Cette carte coûte 15 euros par mois. A partir de 2018, elle sera gratuite pendant 3 ans.

" Audi prouve ainsi que la conversion électricité en gaz (donc en carburant) fonctionne et que l’e-gas permet de stabiliser le réseau électrique à des tarifs élevés de rachat d’énergies renouvelables", explique un communiqué. Certes, mais avec des pertes. Pour Audi l’opération n’est pas rentable. "Jusqu’à il y a peu on vendait l’e-gas, que nous réinjectons dans le réseau, au prix du gaz fossile, ce qui est ridicule. Depuis peu, on peut le vendre comme du biogaz, soit un tout petit peu plus cher", observe Hermann Pengg. De plus, même s’il s’agit d’un démonstrateur, Audi doit payer 65 € du MWh de taxe verte sur le gaz injecté dans le réseau.

Le GNV vert alternative à l'électrique

L’usine power-to-gas de Werlte et ses 1000 tonnes de gaz de synthèse produites par an ne va pas suffire. Si le constructeur ne donne aucun chiffre de ventes de sa gamme g-tron, il explique qu’il y a déjà 100 000 véhicules GNV en Allemagne et que l’objectif est d’atteindre 1 million en 2025. Dans même temps, le nombre de stations-services GNV devrait passer de 900 à 2000 dans le pays. 1 million de véhicule GNV roulent déjà en Italie qui vise les 6 millions en 2025. L’énergéticien ENI et le constructeur Fiat ayant beaucoup poussé ce type de motorisation. Audi cherche donc des alternatives à la production de gaz de synthèse décarbonée avec le groupe Thüga et Viessmann GmbH, qui travaillent sur un processus de méthanation biologique plutôt que chimique. Audi achète aussi du biométhane issu de matériaux résiduels certifiés.