Le Monde - 12.03.2020

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JEUDI 12 MARS 2020 économie & entreprise| 21

Les difficiles premiers

pas de l’hydrogène vert

A Fos­sur­Mer, les responsables du projet Jupiter 1000

ont la lourde charge de prouver que ce gaz pourrait jouer

un rôle dans le remplacement des énergies fossiles

fos­sur­mer (bouches­

du­ rhône) ­ envoyé spécial

S

es promoteurs y

croient dur comme

fer : ici, dans cette

zone industrielle coin­

cée entre l’étang de

Berre et la Méditerran­

née, se joue une pièce maîtresse

de la transition énergétique. A

Fos­sur­Mer (Bouches­du­Rhône),

le principal gestionnaire du ré­

seau de gaz en France, GRTgaz, a

installé le seul démonstrateur in­

dustriel d’hydrogène vert. Le pro­

jet Jupiter 1000 se veut une pre­

mière brique pour prouver le rôle

que l’hydrogène pourrait jouer

dans le remplacement des éner­

gies fossiles. « C’est le premier pro­

jet de cette dimension en France,

s’enthousiasme Anthony Maz­

zenga, directeur gaz renouvela­

bles chez GRTgaz, cela va nous per­

mettre de tester des choses à

grande échelle. »

Actuellement, la quasi­totalité

de l’hydrogène utilisé dans l’in­

dustrie est « grise », c’est­à­dire

produite à partir d’énergies fossi­

les, comme le gaz ou le charbon.

Mais l’idée d’en générer avec des

énergies renouvelables fait son

chemin depuis plusieurs années.

Objectif : remplacer l’essence des

véhicules, stocker l’électricité sur

le long terme et contribuer à dé­

carboner le gaz naturel.

Jupiter 1000 doit lancer le déve­

loppement de cette filière dite

« Power­to­Gas » (convertir l’élec­

tricité en gaz) en France. « Il y a en­

core beaucoup à apprendre », pré­

vient M. Mazzenga. A Fos, GRTgaz

s’est associé au réseau de trans­

port d’électricité, RTE, et à plu­

sieurs partenaires industriels

pour financer ce projet d’une

puissance d’un mégawatt, pour

un budget d’environ 31 millions

d’euros.

TESTER LA CAPACITÉ DU RÉSEAU

Dans un enchevêtrement de

tuyaux et de conteneurs balayés

par le mistral, Patrick Prunet, le di­

recteur du projet, explique le prin­

cipe : deux électrolyseurs fournis

par le groupe français McPhy – l’un

des partenaires – sont connectés

au réseau électrique et produisent

de l’hydrogène. « Nous allons tes­

ter deux technologies différen­

tes pour savoir comment ils s’adap­

tent à la variabilité de la production

électrique », explique M. Prunet.

C’est l’un des enjeux majeurs de

l’hydrogène « vert » : profiter des

surplus de production d’électricité

peu onéreux de l’éolien et du so­

laire pour faire fonctionner les

électrolyseurs. « Une fois que l’élec­

trolyse de l’eau est faite, il y a un

processus de compression, puis on

injecte l’hydrogène dans le réseau

de gaz », détaille M. Prunet.

C’est la première étape de ce

processus complexe : de petites

quantités d’hydrogène vert sont

mélangées au gaz naturel dans

le réseau de transport, ce qui

permet de limiter la teneur en

carbone du gaz.

Il est ensuite utilisé par deux

gros clients industriels de la zone,

qui se sont engagés à participer à

ce test grandeur nature. « On va

commencer à injecter 0,5 %, puis

1 % puis progressivement monter à

6 % », explique Patrick Prunet.

Une première étape qui peut sem­

bler décevante : dans le réseau,

l’hydrogène se mélange au gaz na­

turel, et l’impact sur les émissions

à effet de serre est quasi nul.

« L’objectif est de décarboner pro­

gressivement le gaz utilisé dans

l’industrie », argumente Anthony

Mazzenga. Une logique proche de

celle des agrocarburants, pour les­

quels le pétrole est mélangé à une

quantité limitée d’huile issue de

produits agricoles – un procédé

qui est soumis à de vives critiques.

Jupiter 1000 est aussi une ma­

nière de tester la capacité du ré­

seau à résister à l’hydrogène, un

gaz dont les propriétés sont diffé­

rentes du gaz naturel. L’existence

d’un vaste réseau en France est un

argument fort pour développer

l’hydrogène vert, puisqu’il serait

ainsi possible de le transporter à

travers le pays. Le sujet est crucial

pour les gaziers : la France, tout

comme l’Union européenne, s’est

fixé comme objectif d’atteindre la

neutralité carbone à échéance

2050, ce qui signifie que le gaz fos­

sile doit progressivement dispa­

raître. « Promouvoir l’hydrogène

et le gaz renouvelable ; c’est une

manière de tenter de sauver l’inté­

rêt des infrastructures gazières »,

explique un acteur du secteur,

sceptique sur la possibilité de me­

ner cette transition à son terme.

« On peut envisager à terme de

convertir totalement nos réseaux

à l’hydrogène », explique M. Maz­

zenga de GRTgaz, mais cela de­

mandera des investissements im­

portants pour éviter de fragiliser

l’acier. « Ce sera quand même

moins cher que de construire com­

plètement de nouveaux réseaux »,

assure­t­il.

Surtout, un autre avantage de

l’hydrogène réside dans sa capa­

cité à stocker de l’électricité sous

forme de gaz, souligne­t­il. De fait,

il s’agit de l’une des seules solu­

tions qui permettent de conser­

ver sur la longue durée le surplus

de production que peuvent géné­

rer les énergies renouvelables.

On peut imaginer, par exemple,

qu’une partie de l’électricité esti­

vale des panneaux solaires soit

ainsi conservée pour être réutili­

sée pendant les pointes de con­

sommation en hiver. Seul pro­

blème : la déperdition d’énergie

est très importante et les coûts

restent très élevés.

SÉQUESTRATION CARBONE

« Le modèle économique n’est pas

encore connu, reconnaît M. Maz­

zenga. Mais on peut imaginer

qu’avec la multiplication des re­

nouvelables électriques, les prix

vont baisser fortement à certains

moments. De même, le coût des

électrolyseurs va lui aussi dimi­

nuer, dès lors qu’on sortira d’un

marché de niche. » En attendant,

les prix du gaz naturel sont actuel­

lement tellement bas que seul un

prix du carbone très élevé ren­

drait cette option compétitive.

Dans la même installation de

Fos­sur­Mer, les promoteurs du

projet testent une autre idée, en

partenariat avec le Commissariat

à l’énergie atomique et aux éner­

gies alternatives (CEA) : produire

du gaz de synthèse à partir de car­

bone et d’hydrogène. A travers un

système de séquestration car­

bone, Jupiter 1000 récupère le CO 2

produit par l’usine sidérurgique

Ascometal voisine. Il est ensuite

mélangé à l’hydrogène vert, pour

produire du méthane de syn­

thèse, équivalant au gaz naturel

dans sa composition. « On peut

alors l’injecter sans problème dans

le réseau », s’enthousiasme Pa­

trick Prunet. Avec un bémol tou­

tefois : lorsqu’il sera réutilisé, il

émettra des gaz à effet de serre,

tout comme le gaz naturel d’ori­

gine fossile. « Mais il est produit

grâce à des émissions évitées, puis­

qu’on a empêché le CO 2 produit par

l’usine Ascometal d’atteindre l’at­

mosphère », souligne M. Prunet.

Cette seconde partie du projet de­

vrait débuter dans le milieu de

l’année 2020.

nabil wakim

« L’objectif est

de décarboner

progressivement

le gaz utilisé

dans l’industrie »

ANTHONY MAZZENGA

directeur gaz renouvelables

chez GRTGaz

PLEIN  CADRE

Poste d’injection

de l’installation

Jupiter 1000

de GRTgaz,

à Fos­sur­mer,

dans le Rhône,

en décembre 2019.

JÉRÔME CABANEL/GRTGAZ

le pays semble prêt à donner sa chance à

l’hydrogène vert. C’est en tout cas ce qu’a

expliqué la ministre de la transition écolo­

gique et solidaire, Elisabeth Borne, lors

d’une audition au Sénat, mi­février : « C’est

très important que la France se positionne

sur cette technologie d’avenir. Nous avons

une ambition très large sur l’hydrogène vert

pour l’industrie, la mobilité, mais aussi pour

le stockage. » Elle a aussi évoqué, à plusieurs

reprises, une utilisation possible de l’hydro­

gène comme carburant dans l’aviation, scé­

nario qui ne semble toutefois pas envisa­

geable à moyen terme.

Dans la programmation pluriannuelle de

l’énergie (PPE) – c’est­à­dire la feuille de

route énergétique du pays pour la décennie

à venir –, l’hydrogène n’occupe pas une

place prépondérante et s’apparente davan­

tage à de la recherche et développement à

grande échelle. Plusieurs pistes sont po­

sées, reprenant les grandes lignes du plan

élaboré par Nicolas Hulot en 2018, lorsqu’il

était ministre. L’objectif prioritaire est d’at­

teindre 10 % d’hydrogène décarboné dans

l’industrie en 2023, et de 20 % à 40 %

en 2028. Il s’agit également de multiplier les

projets « Power­to­gas » – qui convertissent

l’électricité en gaz – du type de Jupiter 1000,

à Fos­sur­Mer (Bouches­du­Rhône) : de 1 à

10 démonstrateurs (des usines en phase de

test) d’ici à 2023, de 10 à 100 d’ici à 2028. Le

document évoque par ailleurs la mobilité,

prévoyant 5 000 véhicules utilitaires

en 2023 et jusqu’à 50 000 en 2028, ainsi que

200 véhicules lourds à hydrogène en 2023

et jusqu’à 2 000 en 2028.

Vigilance sur les budgets

Ces perspectives réjouissent les profession­

nels de la filière, même s’ils restent vigi­

lants quant aux budgets associés à ces déve­

loppements. Le plan Hulot annoncé en 2018

tablait sur un investissement de 100 mil­

lions d’euros par an sur trois ans. La PPE en­

visage une contribution publique avoisi­

nant les 50 millions d’euros annuels, dont

les contours sont relativement flous selon

la progression des projets.

Parallèlement, plusieurs expérimenta­

tions ont été menées dans les transports –

une vingtaine de bus sont déjà concernés,

notamment à Pau (Pyrénées­Atlantiques) –

et un appel à projets lancé par l’Agence de

l’environnement et de la maîtrise de l’éner­

gie devrait déboucher sur des initiatives

concrètes. Des groupes privés sont aussi sur

les rangs. Hydrogène de France monte un

projet de centrale en Guyane qui mixe pro­

duction d’électricité renouvelable et d’hy­

drogène. Le groupe souhaite construire une

usine de piles à combustible à Bordeaux. Un

autre acteur français, Lhyfe, veut se mettre à

la production d’hydrogène vert à petite

échelle en Vendée, près d’un parc éolien.

na. w.

La France investit prudemment dans cette énergie