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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.

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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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).

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.