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A Cappelle-la-Grande, l’hydrogène s’invite dans le réseau de chaleur du «petit village»

Après 4 ans d’expérimentation, un nouveau quartier de Cappelle-la-Grande incorpore désormais dans son réseau de chaleur un gaz vert : mélange de gaz naturel et d’hydrogène. Si peu de changement est à noter pour le particulier, c’est une révolution dans l’utilisation des énergies renouvelables.

Depuis quelques semaines, les habitants du «petit village», une centaine de logements sortis récemment de terre à Cappelle-la-Grande, participent à une véritable révolution. Ils sont les premiers à utiliser, à grande échelle, un «gaz vert» chargé en hydrogène pour se chauffer, se laver ou cuisiner sans changer leurs habitudes. Une révolution invisible mais non moins innovante appelée GHRYD ou Gestion des réseaux par l’injection d’hydrogène pour décarboner les énergies.

Fabrication verte

Gaz vert rime souvent avec biogaz, tel que le méthane, produit par la dégradation de déchets agricoles. Cette fois, il se présente sous forme d’un mélange à base de dihydrogène (H2). Gaz obtenu en cassant la molécule d’eau H2O à l’aide de l’électricité par un procédé appelé électrolyse. Avec deux intérêts : une incorporation compatible avec le réseau de gaz naturel et une production propre. Le procédé n’émet que du dioxygène (O2), constituant de l’air et surtout, il peut être produit à l’aide d’électricité d’origine renouvelable.

Une aubaine, car ainsi transformé, plus de problème avec l’intermittence de la production d’énergies vertes. «Les énergies sont stockées ou introduites dans le réseau avec le gaz naturel pour en optimiser et maximiser leur utilisation», explique Isabelle Alliat, coordinatrice du projet GRHYD pour ENGIE. C’est ce qu’on appelle aujourd’hui : le «Power-to-Gas» ou conversion de l’électricité en gaz. Le rendement est intéressant : «Avec 1kWh d’électricité entrante, 0,7 kWh d’équivalent hydrogène en ressort», précise Hélène Pierre, du centre de recherche ENGIE Lab CRIGEN. Pour Isabelle Kocher, directrice générale d’ENGIE, «l’hydrogène est le chaînon manquant entre deux stades de la révolution énergétique : celui de la production d’énergies renouvelables et celui de la gestion de l’intermittence».

Première européenne

Pourquoi ne pas y avoir eu recours plus tôt ? Jusqu’alors, la fabrication, le stockage et l’injection de l’hydrogène faisaient face à des verrous technologiques, réglementaires et économiques. Ce qui n’a pourtant pas arrêté les 11 partenaires du projet : ENGIE en tête, avec son centre de recherche ENGIE Lab CRIGEN, en lien avec : AREVA H2Gen, le CEA, le CETIAT, la Communauté urbaine de Dunkerque, ENGIE Ineo, GNVERT, GRDF, INERIS, McPhy et la Société des transports de Dunkerque et extensions (STDE).

Dès 2014, ils se lancent dans l’aventure du «Power-to-Gas» avec comme objectif de prouver la faisabilité technique et économique de l’injection à grande échelle dans les réseaux. Un démonstrateur qui fait la lumière sur le territoire dunkerquois, «volontariste en matière d’énergies renouvelables et de transformation de l’agglomération», appuie Patrice Vergriete, président de la communauté urbaine de Dunkerque. Et qui a valu le soutien de l’Etat dans le cadre du Programme d’investissements d’avenir et du pôle de compétitivité Tenerrdis. Car, si l’injection a déjà été expérimentée en Allemagne ou en Angleterre, elle n’a pas encore été opérée à cette échelle.

C’est dans ce module que l’hydrogène circulant dans le tuyau gris est incorporé au gaz naturel, dans le tuyau jaune. Le mélange final circule dans le tuyau vert.
C’est dans ce module que l’hydrogène circulant dans le tuyau gris est incorporé au gaz naturel, dans le tuyau jaune. Le mélange final circule dans le tuyau vert.

Pas plus de 20%

La proportion d’hydrogène dans le réseau de chaleur sera variable dans le temps. D’abord pour assurer la sécurité. «Les premières injection ne dépasseront pas 6%. Mais l’idée est d’aller jusqu’à 20%, seuil réglementaire», souligne Isabelle Alliat. Ensuite pour simuler l’intermittence de l’énergie électrique.

Pour les utilisateurs, rien ne change. Pour différents mélanges testés en amont sur deux chaudières :  chappée (Initia+compact 2,24 HTE) et Saunier Duval (Thermaplus condens 30 A). «ni le fonctionnement ni la sécurité ne sont impactés par l’injection d’hydrogène, assure Nourreddine Mostefaoui du CETIAT. Si on relève une perte de puissance, elle est compensée par un meilleur rendement. Les émissions de CO en sont d’ailleurs diminuées».

Les tests se poursuivront jusqu’en 2020 avec dans le viseur : trouver un modèle économique viable. Mais le potentiel est énorme selon l’Ademe : «à l’horizon 2035, on évalue la production d’hydrogène à environ 30 TWh par an et un prix estimé à 5 euros le kilo». A l’issue de l’expérimentation, trois scenarios sont envisagés : l’arrêt, l’étendue du démonstrateur avec l’arrivée d’une centaine de logements supplémentaires ou le déploiement dans une plus grande zone ou un autre territoire. Isabelle Alliat espère surtout «que le démonstrateur préfigurera la mise en place d’une filière », qui s’inscrit dans le nouveau plan hydrogène de Nicolas Hulot.

Comment GRHYD fonctionne-t-il ?

Innovation-Ensemble-modulesGRHYD, c’est 5 modules pour 3 fonctions essentielles : l’électrolyse, le stockage et l’injection d’hydrogène ainsi qu’un équipement de supervision pour contrôler la proportion d’hydrogène injectable et la sécurité. La brique élémentaire du démonstrateur est l’électrolyseur PEM, d’ENGIE Ineo et Areva H2Gen. A l’intérieur, une membrane peut produire jusqu’à 10 m3 d’hydrogène normaux/heure en utilisant l’électricité verte et l’eau. Selon les besoins, l’hydrogène peut être directement incorporé après être passé par le système breveté GRDF qui le mélange au gaz naturel. En cas de surplus, le gaz est stocké, jusqu’à 50m3 via un métal, une innovation de l’entreprise Mc Phy.

 

>>> Repères

1er Démonstrateur Power-To-Gas

11 partenaires

15 millions d’euros de budget 

6 ans d’études

3 containers installés

100 logements et la chaufferie du centre de soins alimentés par ce mélange hydrogène-gaz naturel