Un premier essai du power to gas en France donne un aperçu de l'avenir de l'hydrogène

Le démonstrateur de power to gas GRHYD (Gestion des Réseaux par l'injection d'Hydrogène pour Décarboner les énergies) a été inauguré à Capelle-la-Grande, en présence du Maire de la ville et de celui de Dunkerque, du directeur général délégué de l'ADEME et de la directrice générale d'Engie.

Le projet vise à évaluer et valider la pertinence technique et économique d'une nouvelle filière utilisant un composé de gaz naturel et d'hydrogène sur les volets « habitat » et « transport ». Il devrait alimenter une station de 130 bus, et satisfaire les besoins en chauffage, eau chaude et cuisson de 100 nouveaux logements. Le budget sur trois ans est de 15 millions d'euros, financés à 40 % par l'ADEME dans le cadre du programme des investissements d'avenir.

Ces dernières semaines, l'hydrogène semble décidément s'installer au cœur de l'actualité : entrée d'EDF au capital de Mcphy, la société spécialisée dans la production et le stockage d'hydrogène ; dévoilement du plan hydrogène de Nicolas Hulot pour « faire de la France un leader mondial de l'hydrogène » avec 100 millions d'euros d'investissement ; inauguration d'une station hydrogène et d'une flotte d'utilitaires à Rungis, lancement d'un bateau à hydrogène à Nantes…

Une véritable filière hydrogène française est-elle en train d'émerger ? Ou bien ne s'agit-il que d'une concordance fortuite d'annonces finalement plutôt symboliques ? Plusieurs questions se posent :

Alors que l'hydrogène est actuellement majoritairement destiné à l'industrie (sous la forme d'usages captifs), l'émergence de l'hydrogène produit par électrolyse avec de l'électricité renouvelable et le développement des solutions de transport préfigurent-ils l'émergence d'un marché de l'hydrogène pour les particuliers, comme à Cappelle-la-Grande ?

Si la complémentarité entre les réseaux d'électricité et de gaz n'est plus à démontrer, en quoi le power to gas peut-il s'inscrire comme une solution de stockage de l'énergie ? Et pour quels cas d'usages est-ce le plus pertinent par rapport à d'autres solutions existantes ?

Alors qu'il faut environ 2 MWh d'électricité pour produire 1MWh de CH4, dans quelles conditions économiques et tarifaires la rentabilité des projets de power to gas (électrolyse et méthanation) pourrait-elle un jour être au rendez-vous ?