Méthanation : réalité ou fiction ?

gaz-denis carl Robidoux (CC BY-NC 2.0)

Pourrait-on remplacer une partie du pétrole et du gaz naturel par du gaz d’origine… électrique ?

Par Michel Gay

gaz-denis carl Robidoux (CC BY-NC 2.0)
gaz-denis carl Robidoux (CC BY-NC 2.0)

Tout le monde s’accorde pour dire « qu’un jour » (à échéance incertaine), le pétrole et le gaz naturel vont se raréfier et / ou devenir beaucoup plus chers qu’aujourd’hui.

Or, miracle (?), fabriquer du méthane (CH4), composant principal du gaz naturel1, avec de l’électricité est techniquement possible à partir d’eau (dont on extrait l’hydrogène (H2) par électrolyse, ou par « craquage » de la molécule dans des réacteurs nucléaires dédiés à haute température), et de gaz carbonique (aussi appelé dioxyde de carbone ou CO2).

Ce processus de transformation, appelé « méthanation »2, n’est pas nouveau : il a été découvert par Sabatier en 1902. Ce méthane produit à partir d’électricité, appelé « e-gaz » ou « e-méthane », a quasiment les mêmes caractéristiques physiques et la même valeur énergétique que le gaz naturel. Il existerait aussi une voie biologique, ayant recours à des microorganismes, qui reste encore hypothétique au niveau industriel.

Les avantages

L’Agence de l’environnement et de maîtrise des énergies (ADEME), des groupes industriels3 et quelques associations écologistes fondent aujourd’hui de grands espoirs sur cette production d’H2 et de e-méthane pour stocker l’électricité « en excédent » des énergies renouvelables. Cela permettrait de favoriser leur développement en évitant de gâcher leur production… fluctuante et fatale, parfois non corrélée avec le besoin.

Mais en dehors de cette béquille destinée essentiellement à soutenir la production capricieuse des éoliennes et des panneaux photovoltaïques, le e-méthane pourrait avoir au moins deux autres avantages :

1. Succéder partiellement au gaz naturel et au pétrole importés

Pour le chauffage et les déplacements (si nous acceptons le surcoût ou bien si les nécessités nous y conduisent), la combinaison des usages de l’électricité et du e-méthane pourrait, par substitution, conduire à une réduction de notre consommation de gaz naturel et de pétrole importés allant jusqu’à 70% (35 Mtep sur 50 Mtep, pour une valeur d’environ 10 milliards d’euros dans notre balance commerciale en 2014)

2. Permettre de réguler et d’optimiser la production d’électricité nationale en la « lissant » sur l’année grâce à ce stockage à grande échelle et à long terme (plusieurs mois).

C’est aujourd’hui impossible, sauf avec quelques barrages de montagne4 insuffisants au niveau des quantités en jeu pour une nation (plusieurs dizaines de milliers de GWh5). Le e-méthane serait davantage produit et stocké en été quand la consommation électrique est moindre, ainsi que les week-ends, par exemple. En effet, le e-méthane a l’avantage majeur de pouvoir être produit et injecté directement dans les réseaux de gaz naturel, ou stocké dans des cavités souterraines6 tout au long de l’année (comme le gaz naturel). Cet artifice pour rendre stockable l’électricité sous forme de gaz (hydrogène ou méthane), utilisable à la demande, est connu sous le nom de « Power to gas » (P2G ou PtG).

Methane hydrate labyrinth-Mazaku Matsumoto (CC BY 2.0)
Methane hydrate labyrinth-Mazaku Matsumoto (CC BY 2.0)

Les inconvénients

Cependant, la production industrielle et la viabilité économique du e-méthane sont… incertaines pour au moins trois raisons : le CO2, l’électricité, le coût.

1. Produire l’énorme quantité de CO2 nécessaire sera difficile.

En effet, uniquement pour remplacer notre consommation actuelle de gaz naturel (38 Mtep7 en 2014, soit environ 4500 TWh), il faudrait 30 millions de tonnes (Mt) de e-méthane (un kg de méthane contient 15 kWh) dont la production nécessiterait près de 100 Mt de CO2 par an. Ils seront probablement… cher à obtenir. Les moyens de production actuelle du CO2 destiné à l’agro-alimentaire8 ne seront pas suffisants. L’extraire de l’industrie existante (sidérurgie, cimenterie…), de la méthanisation et de la gazéification, ne sera pas suffisant non plus, et de loin.

2. Produire la quantité d’électricité nécessaire sera encore plus difficile.

Pour fabriquer ces 30 Mt de e-méthane, l’hydrogène obtenu par électrolyse nécessiterait environ 1200 TWh9 d’électricité. Cette énorme production (trois fois la consommation électrique actuelle) pourrait être fournie par… 100 réacteurs nucléaires EPR10. Le système de production électrique actuel de 125 gigawatts (GW) inclut déjà 63 GW nucléaires fournis par 58 réacteurs.

3. Le coût de production du e-méthane est très supérieur à celui du gaz naturel importé actuellement.

Le prix du gaz naturel est bas (moins de 10$ / MBtu11). Il faudrait que son prix de vente moyen actuel quintuple, au minimum. En effet, il faut 3 kWh d’électricité pour produire 1 kWh de méthane. Le e-méthane sera donc toujours au minimum trois fois plus cher que l’électricité même si des procédés à grande échelle deviennent plus efficaces.

De plus, ce kWh de e-méthane ne restituera que… 0,5 kWh d’électricité dans une centrale à gaz (avec un rendement industriel supposé de 50%, incluant le captage12 du CO2), soit un retour (rendement) d’environ… 15% ! Donc, en stockant 100 kWh d’électricité avec du méthane, on n’en récupère que 15 kWh !

La part restituée en électricité coûtera au minimum six fois plus cher que l’électricité « entrante » à stocker… sans tenir compte du coût des transformations (investissements, personnels…).

Le coût du e-méthane dépend donc fortement du prix de l’électricité, et aussi du CO2 « industriel » qui est nécessaire à sa fabrication, et dont le coût… n’est tout simplement pas pris en compte dans les études savantes13.

Conclusion

Bien que la méthanation puisse apparaître séduisante comme moyen de stockage de l’électricité, ainsi que pour remplacer certains usages du pétrole et du gaz naturel (notamment dans les transports), il ne faut pas se leurrer sur les difficultés et sur le coût élevé de sa mise en œuvre. Elle est dépendante à la fois d’une production massive d’électricité bon marché, que seule la puissance nucléaire pourra fournir, et aussi de CO2.

Et d’où proviendra le CO2 ? Peut-être des centrales à gaz et au charbon des Allemands… à moins que d’ici là (après 2050), ces derniers soient revenus au nucléaire…

La méthanation est un fantasme soutenu par quelques scénarios futuristes « bidons14 » pour faire croire à la viabilité des énergies renouvelables intermittentes comme moyen principal de production de la France. Bien que techniquement réalisable, elle n’aura pas d’existence industrielle ni commerciale pendant au moins la première partie de ce siècle, et elle restera une fiction.

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Annexe
Quelques chiffres sur l’énergie en France

Toutes énergies confondues, la France consomme 270 Mtep d’énergie15 et elle en importe 135 Mtep (pétrole, gaz, charbon). Notre indépendance énergétique est donc actuellement de 50%.

La part annuelle consacrée au chauffage (y compris l’eau chaude sanitaire) dans le résidentiel-tertiaire (logements, bureaux, magasins…) est d’environ 50 Mtep dont :

  • 50% par le gaz ( soit 25 Mtep),
  • 20% sont fournis par le fuel (soit 10 Mtep)
  • 12% par l’électricité (70 TWh = 6 Mtep),
  • 16% par le bois (bûches, pellets, plaquettes… = 8 Mtep), et même en améliorant l’exploitation du bois en France, la production nationale ne pourra pas augmenter significativement au-delà de 10 Mtep, soit une augmentation de 25%. Le reste sera importé de l’étranger.

À titre de comparaison, les divers carburants dans les transports en France représentent aussi environ 50 Mtep. Le reste du gaz et du pétrole sert principalement à produire de l’électricité et des produits de transformation dans l’industrie chimique (plastiques, engrais…).

L’hydroélectricité a un potentiel de croissance nationale physiquement limité. Aujourd’hui, 25 GW sont installés et produisent environ 60 TWh par an, soit environ 5 Mtep.

Le charbon sert toujours à produire une petite part de l’électricité (15 TWh soit environ 1,5 Mtep) mais il est quasiment inexistant comme combustible pour le chauffage résidentiel.

Pour alimenter en électricité les besoins de la population mondiale, incluant une production massive d’e-méthane, les combustibles nucléaires Uranium et Thorium sont (et seront) disponibles sur la planète en grandes quantités pendant… plusieurs milliers d’années. Cette prouesse est rendue possible grâce aux réacteurs surgénérateurs, dont quelques-uns fonctionnent depuis plusieurs années en Russie, en Inde et en Chine.

En France, il y a déjà 3000 ans de stock de combustible uranium pour assurer nos besoins en électricité par des réacteurs surgénérateurs, et un nouveau démonstrateur est à l’étude (Astrid). Les réacteurs surgénérateurs Phénix et Superphénix ont fonctionné, par périodes, de 1973 à 2009 (plus de 30 ans de fonctionnement et 28 TWh de production électrique), pour le premier, et pour le second, de 1986 jusqu’à une décision politique d’arrêt prise par Lionel Jospin en 2009 alors qu’il avait fonctionné parfaitement pendant plus d’un an.

Aujourd’hui, avec une électricité bon marché (4 ou 5 c€/kWh à la production), le coût de production actuel du e-méthane (25 c€ hors taxes/ kWh16) est dix fois plus élevé que le prix du gaz naturel acheté à l’étranger (2c€/kWh17). Il est encore cinq fois plus cher que le gaz naturel livré à domicile aux particuliers hors taxes (5 c€ HT / kWh). Retransformer ce e-méthane en électricité amènerait le coût à 50 c€/kWh restitué… au minimum (au lieu de 5c€/kWh actuellement).

Certains avancent que l’électricité « excédentaire » des énergies renouvelables est comptée à coût marginal « proche de zéro ». Mais alors combien coûte l’électricité qui est utilisée pour rentabiliser les investissements nécessaires à la production « utile » de ces renouvelables ?

Dire : « puisque cette électricité serait perdue de toutes façons, alors ça ne coûte rien »… est un raccourci osé (et faux) ! Les contribuables et les consommateurs paient les subventions accordées aux éoliennes et aux panneaux photovoltaïques dont la production, dé-corrélée du besoin, est obligatoirement achetée par EDF à un prix fixe généralement supérieur au prix du marché. Et les producteurs calculent bien leur rentabilité, en considérant la production totale des éoliennes et des panneaux photovoltaïques…

En revanche, le coût faramineux des immenses stockages d’électricité nécessaires à ces énergies renouvelables non pilotables ne leur est pas imputé. Le modèle énergétique des éoliennes et des PV n’est pas viable sans les soutiens financiers fournis pas les taxes payées par les contribuables et les consommateurs. Ces sources de production d’électricité resteront marginales, car elles sont aléatoires, intermittentes, diffuses et structurellement durablement chères malgré les dénégations de leurs admirateurs. Il faudrait abandonner le plus rapidement possible les subventions à ces chimères ruineuses et inutiles.

  1. Le gaz naturel est composé à plus de 90% de méthane et de plusieurs autres composés chimiques avec des proportions variables suivant l’origine de l’extraction (éthane 5%, propane 1%, butane 0,2%, azote,…). Sa valeur énergétique est d’environ 10 kWh / m3 à pression atmosphérique et 15 kWh /kg.
  2. Transformation de Sabatier CO2 + 4H2à CH4 + 2H2O
  3. L’ADEME, GrDF et GRTgaz ont financé une étude (septembre 2014) sur l’hydrogène et la méthanation portant sur la valorisation des excédents d’électricité renouvelable.
  4. Appelés STEP (station de transfert d’énergie par pompage) qui « couvrent » environ 5000 GWh.
  5. GWh = gigawattheure = milliard de wattheures.
  6. Volume utile (extractible) : 11,7 milliards de m3 soit 132 TWh (11 Mtep), représentant 26 % de la consommation annuelle française / Débit de pointe : 200 millions de m3 / jour soit 2,3 TWh/jour.
  7. Mtep = million de tonnes équivalent pétrole; 1 Mtep = 11,6 térawattheures (TWh = milliard de kWh).
  8. Aujourd’hui, le CO2 utilisé dans l’industrie est prélevé essentiellement dans les émissions provenant de la fabrication de l’ammoniac ou des engrais. Il est utilisé dans l’industrie agro-alimentaire pour la carbonatation des boissons pétillantes (sodas).
  9. En supposant un rendement de 33% du cycle complet : 3 x 35 Mtep x 11,6 TWh = 1218 TWh.
  10. Un EPR de puissance unitaire 1,6 GW, fonctionnant à pleine puissance 7500 heures par an (facteur de charge de 85%) produit 12 TWh par an.
  11. MBtu = million de British thermal unit = 293 kWh.
  12. La récupération du CO2 n’est efficace qu’à 90% et réduit de 10% le rendement énergétique d’une centrale à gaz.
  13. Dont celle précitée financée par l’ADEME, GRTgaz et GrDF diffusée en septembre 2014.
  14. Scénarios énergétiques pour 2030 et 2050 de l’ADEME, ainsi que des scénarios d’associations comme négaWatt, par exemple.
  15. Les chiffres cités (arrondis) sont issus du document de référence « Repère, chiffres clés de l’énergie » édition 2014, publié en février 2015 par le Commissariat général au développement durable / Service de l’Observation et des Statistiques (SOeS).
  16. Dossier de presse du projet « Volt Gaz Volt » de mars 2013.
  17. Le prix spot moyen annuel du gaz en 2014 a été d’environ 8 $/MBtu soit 6 €/MBtu soit environ 600/293 # 2 c€/kWh.