Dans la foulée de son scénario 100% électricité renouvelable à l'horizon 2050, l'Ademe publie une nouvelle étude visant à analyser les opportunités d'utiliser ce mix électrique vert pour décarboner les vecteurs gaz et chaleur (1) . Il s'agirait d'utiliser les technologies de conversion power to X (power to gas et power to heat). La première, en produisant du méthane ou de l'hydrogène, permettrait d'alimenter les transports et le réseau de gaz. La deuxième produit de la chaleur qui pourrait se substituer à l'usage de chaudières à gaz et à biomasse dans l'industrie et les réseaux de chaleur.
"Le Power2X présente ainsi deux principaux avantages : il offre des réponses pour gérer la variabilité de la production EnR ou son stockage et permet également de remplacer les combustibles fossiles par l'électricité produite par les EnR", explique l'Ademe. L'idée est d'utiliser les surplus de production renouvelable, notamment lorsque les coûts sont bas.
"Le concept de Power2X propose des interactions renforcées entre les différents réseaux énergétiques, estime l'Ademe. Ces réseaux ne sont plus seulement considérés comme des moyens de transport et de distribution des énergies, mais également comme des moyens de stocker de l'énergie issue d'un autre vecteur énergétique (le réseau de gaz comme stockage de l'électricité, par exemple) et de leur offrir des débouchés complémentaires (production d'hydrogène décarbonée à partir du réseau électrique)".
Une majorité des besoins couverts grâce au power to X
Selon l'Ademe, "à un horizon 2050, la production d'électricité renouvelable pourrait permettre de décarboner jusqu'à 150 TWh de gaz et 65 TWh de chaleur grâce au Power to X", couvrant ainsi une large majorité des besoins (71% pour le gaz et 83% pour la chaleur). Cette solution couvrirait cependant une part minoritaire dans les transports (3% des besoins). Le recours à ces technologies permettrait aussi de diminuer de près de la moitié les écrêtements de production électrique. Le parc de stockage d'électricité, quant à lui, évoluerait vers de la gestion à court et moyen termes plutôt que dans le lissage intersaisonnier, "ce qui induit une amélioration des rendements des stockages sollicités et une diminution des pertes associées" de moitié quasiment. Ce stockage intersaisonnier serait plutôt assuré par l'injection de méthane et d'hydrogène dans le réseau gazier. Une reconversion de ce gaz en électricité permettrait de couvrir les pics de consommations hivernaux.
Mais la pertinence économique de ces solutions dépendra du niveau de la taxe carbone en 2050 puisqu'il s'agit de concurrencer les énergies fossiles: "En dessous de 100 €/tCO2, les débouchés P2X sont limités à la chaleur et l'hydrogène ; à 300 €/tCO2, la valorisation supplémentaire en méthane (CH4) devient économiquement attractive au regard des prix de marché". Le niveau de déploiement de ces technologies dépendra donc du prix qui sera donné au carbone à l'avenir.
"Pour les premiers TWh valorisés, le P2X permet de profiter de surplus d'EnR électriques excédentaires et non valorisés jusque-là". Ensuite, il est nécessaire que l'arbitrage soit rentable du point de vue de la collectivité. Dans ce cas, "l'optimisation conduit à augmenter les capacités des EnR électriques les plus compétitives, pour satisfaire ces besoins P2X", analyse l'Ademe.
Plus de 3% de baisse des coûts du système énergétique global
Dans un scénario à 300€ la tonne carbone en 2050, le power to X permettrait de décarboner 31% du méthane, 24% des usages de chaleur et 3% de l'hydrogène à destination des transports. Ce qui permettrait une économie de 12% des émissions de CO2 par rapport à l'ensemble des émissions de l'économie française en 2050. La capacité en énergies renouvelables électriques atteindrait 234 GW (contre 195 GW dans le scénario de référence). "Majoritairement, ce sont 22 GW de photovoltaïque sur toitures qui sont ajoutés aux 25 GW du scénario de référence, principalement dans le sud-est où les gisements sont les plus rentables. Les capacités éoliennes augmentent moins fortement, de 13 GW par rapport à une capacité de référence à 96 GW". Leur production serait mieux valorisée, le coût du système énergétique global baisserait de 3,5%.
