Le budget annoncé de Jupiter 1000 est de 30 millions d’euros, 40% de ce montant étant financé par GRTgaz, 30% par ses partenaires et 30% par des financements publics. Ici, le site en octobre 2019. (©GRTgaz/TECHNIVUE–Stephane GRUFFAT)
À Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), le démonstrateur Jupiter 1000 a injecté le 20 février de l’hydrogène pour la première fois sur le réseau gazier. Une étape importante pour ce projet de « Power to Gas ».
Rappels sur le « Power to Gas » et le projet Jupiter 1000
Le « Power to Gas » consiste à transformer de l’électricité en hydrogène par électrolyse de l’eau (en utilisant l’électricité pour casser des molécules d’eau en hydrogène et en oxygène). Cela permet entre autres de valoriser les surplus de production électrique émanant d’installations renouvelables intermittentes et d’offrir ainsi une solution de flexibilité au réseau.
L’hydrogène produit peut « ensuite être combiné, par un processus de méthanation, à du dioxyde de carbone pour obtenir du méthane de synthèse dont les propriétés sont identiques à celles du gaz naturel », souligne GRTgaz. Ce procédé « permet de recycler du CO2, préalablement capté au sein des fumées industrielles ou d’un site de production de biométhane », complète le gestionnaire de réseau qui pilote le projet Jupiter 1000.
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 (1 MW de puissance avec 2 technologies d’électrolyse testées : alcaline et P.E.M.(1)), Leroux & Lotz qui doit capter du CO2 dans des fumées industrielles pour le fournir à l’installation de méthanation, Khimod qui réalise les réacteurs échangeurs de méthanation avec le CEA et les gestionnaires de réseaux gaziers GRTgaz et Teréga mais aussi d’électricité RTE.
Sur le site de Fos-sur-Mer, la production d’hydrogène a commencé en novembre 2019 et la première injection d’hydrogène dans le réseau gazier a été réalisée le 20 février 2020. Il est prévu de mettre en service la brique de méthanation de Jupiter 1 000 « au 2e semestre 2020 ». À sa mise en service complète, le site aura vocation à produire « jusqu’à 25 Nm3/h de méthane de synthèse ou 200 Nm3/h d’hydrogène, soit une moyenne de 5 GWh d’énergie sur 3 ans ».
Jusqu’à 20% d’hydrogène dans les réseaux gaziers ?
Le démonstrateur Jupiter 1000 a vocation à « consolider l’étude économique sur la base des performances constatées et ainsi de contribuer à l’émergence de la filière Power to Gas en France ». Si cette technologie présente un mauvais rendement, elle doit en premier lieu permettre d’absorber une production électrique « fatale » (en l’absence d’une demande associée) d’installations intermittentes, tout en décarbonant le réseau gazier avec une production « locale ».
Cette technologie permet au système d’électrique d’avoir « accès aux réseaux gaziers et aux stockages souterrains de gaz, dont l’une des qualités est leur flexibilité et leur capacité à stocker de grandes quantités d’énergie » sur une plus longue durée que les autres solutions de stockage (la capacité de stockage de gaz du réseau et des sites souterrains dédiés en France s’élève à 130 TWh).
Pour être injecté dans le réseau gazier, l’hydrogène doit être suffisamment mélangé. À court terme, le réseau gazier pourrait accueillir de 2% à 6% d’hydrogène en volume « selon les contraintes des consommateurs ». Dans un rapport remis au gouvernement à l’été 2019(2), les gestionnaires de réseaux gaziers ont estimé qu’ils pourraient à plus long terme accepter « jusqu’à 20% d’hydrogène avec des coûts d’adaptations modérés ».
