Etude comparative entre le power-to-gas et le power-to-liquid

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ETUDE COMPARATIVE ENTRE LE POWER-TO-GAS ET LE POWER-
TO-LIQUID
ABOURICHE Anissa a1
, AKALAY Sarah a2
, BENKHAY Hamza a3
, BESSON Morgane a4
, GIL MIÑANA Eduardo a5
,
MABROUKI Anouar a6
, SOREL Angéla a7
a Département Génie Energétique et Environnement INSA Lyon, Villeurbanne, 69100, France
ABSTRACT
L’étude porte sur la comparaison de deux procédés novateurs, le Power-to-Gas et le Power-to-Liquid, permettant le stockage de l’énergie
électrique excédentaire, non consommée, lors des pics de production. Les principes de fonctionnement des différentes filières sont présentés
ainsi que des caractéristiques techniques et des projets industriels concrets. De plus, une analyse du potentiel de développement de ces
technologies est effectuée. Il en ressort que le Power-to-Gas et le Power-to-Liquid se révèlent être des dispositifs performants et porteurs
d’avenir pour des applications dans les réseaux de gaz naturel ou dans les transports, bien que pour le moment peu rentables du fait de leur faible
niveau de développement.
Mots-clés: Power-to-Gas, Power-to-Liquid, Electrolysis, Methanation, Energy Storage, Combustible Biomaterial
1
anissa.abouriche@insa-lyon.fr 2
sarah.akalay-hajami@insa-lyon.fr 3
hamza.benkhay@insa-lyon.fr 4
morgane.besson@insa-lyon.fr
5
eduardo.gil-minana@insa-lyon.fr 6
anouar.mabrouki@insa-lyon.fr 7
angela.sorel@insa-lyon.fr
1. INTRODUCTION
Il est devenu impératif de s’intéresser à la durabilité et à la sobriété
de nos ressources énergétiques. En effet, l’augmentation des gaz à
effet de serre, la diminution des ressources fossiles disponibles et la
possibilité d’une catastrophe nucléaire, comme l’accident de
Tchernobyl en 1986 ou encore l’accident de Fukushima en 2011,
pèsent en faveur d’une transition énergétique.
L’association NégaWatt, fondée en 2001, veut repenser l’énergie en
s’intéressant d’abord aux besoins avant de se préoccuper des
ressources disponibles. Cette philosophie singulière repose sur trois
notions clés: “la sobriété, l’efficacité et le recours aux énergies
renouvelables” (Négawatt, 2013).
Dans le but d’apporter des solutions concrètes, l’association a
développé un scénario couvrant la période 2011-2050. La transition
imaginée par NégaWatt exige, entre autres, que nos ressources
énergétiques soient composées à 90% d'énergies renouvelables d’ici
2050 (Négawatt, 2013). Les énergies vertes produiraient plus de 85%
de l’énergie électrique et il serait alors nécessaire de transformer 24%
de cette production sous forme de fluide stockable ou réutilisable. En
effet, la plupart des énergies renouvelables sont des sources
d’électricité fluctuantes : pour assurer l’équilibre entre l’offre et la
demande, la question du stockage occupe une place centrale dans le
scénario. Lorsque la production dépasse la demande, le stockage
permet la valorisation de l’électricité excédentaire.
En France, les excédents résiduels, soit les excédents bruts moins
ceux valorisés par les Stations de Transfert d’Energie par Pompage
(STEP), sont évalués à 44 TWh aujourd’hui et pourraient atteindre 91
TWh en 2050 (EE Consultant et al., 2014). Actuellement, l’énergie
nucléaire est prépondérante et l’électricité excédentaire est
essentiellement stockée par les STEP mais qu’adviendrait-il si les
énergies renouvelables devenaient dominantes ? Pour faire face à
l’intermittence de ces sources d’énergies, il est nécessaire de trouver
des alternatives efficaces pour stocker l’électricité en surplus.
Une récente étude commandée par l’ADEME et réalisée, entre autre,
par l’entreprise SOLAGRO, envisage la possibilité de stocker
l'électricité excédentaire sous forme de dihydrogène ou de méthane.
Cette potentielle solution, appelée Power-to-Gas, est à mettre en
relation avec une autre technologie, le Power-to-Liquid, qui vise
plutôt la transformation de l’électricité excédentaire en méthanol ou
biocarburants. Le Power-to-Liquid et le Power-to-Gas reposent sur
une transformation commune : l’électrolyse de l’eau. Dans cette
étude, nous décrirons le principe de fonctionnement de ces
technologies en nous intéressant plus particulièrement aux procédés
de l’électrolyse et de la méthanation. Différents projets relatifs à ces
technologies seront par la suite étudiés. Enfin, nous déterminerons
leur faisabilité à partir d’une étude socio-économique.
2. DESCRIPTION DU FONCTIONNEMENT
Il existe différentes méthodes de production du Power-to-Gas et du
Power-to-Liquid. La première étape, commune à ces deux
technologies, est l’électrolyse qui permet de produire du dihydrogène
2 (gazeux ou liquide) à partir d’eau et d’électricité. Ce gaz peut être
soit utilisé dans cet état, soit transformé dans une réaction de
méthanation avec du dioxyde de carbone CO2, pour former du
méthane gazeux ou un hydrocarbure liquide selon les conditions de la
réaction.
2.1 L’hydrogène : un vecteur énergétique
L’hydrogène est un vecteur énergétique quasiment inexistant à l’état
moléculaire dans la nature : il doit être produit avant d’être utilisé ou
stocké. Divers procédés peuvent être utilisés pour sa production : le
reformage ou gazéification d’hydrocarbures, l’électrolyse de l’eau ou
la voie thermochimique (AFHYPAC, 2015).
Le choix du procédé est fonction de plusieurs paramètres (Fig. 1) :
type d’énergie primaire, débit, pureté, etc.
Fig. 1 : La chaîne hydrogène (AFHYPAC, 2015)
Procedia Engineering Project and Innovative
Technology in Energy

2
Une grande partie de l'hydrogène aujourd’hui disponible provient du
reformage de gaz naturel. La thermochimie reste à l'échelle du
laboratoire : l’électrolyse ne représente aujourd’hui que moins de 1%
de la capacité totale de production d’hydrogène, ce dernier n’étant
exploité que si l’énergie électrique est importante (cas des énergies
renouvelables comme le photovoltaïque ou l’éolien). Le recours
croissant aux sources renouvelables conduit aujourd’hui au
développement de l’électrolyse, procédé séduisant pour la
valorisation de ces énergies nouvelles (AFHYPAC, 2015).
En parallèle de l’électrolyse industrielle mettant en œuvre des
puissances unitaires pouvant atteindre plusieurs mégawatts, on assiste
aujourd’hui à l’essor des électrolyseurs de petites à moyennes
capacités, typiquement de 1 à 100 kW (AFHYPAC, 2015).
2.2 L’électrolyse
L’électrolyse permet de transformer de l’eau et de l’électricité en
dihydrogène. Le générateur électrique fait circuler des électrons −
de
la borne négative (anode) vers la borne positive (cathode), ce qui
permet de dissocier les molécules d’eau 2 à la surface de l’anode,
et donc de produire du dioxygène 2 sous forme de gaz ainsi que des
ions hydrogène +. Le dihydrogène est formé à partir de
l’accumulation d'électrons sur la cathode qui se mettent en
interactions avec des ions hydrogène (Fig. 2) (AFHYPAC, 2015).
Fig. 2 : Électrolyseur (McPhy Energy, 2016)
La réaction à l’anode et à la cathode s’écrivent respectivement :
2 2 ( ) → 4 +
( ) +4 −
+ 2 ( ) (1)
2 −
+ 2 +
( ) → 2 ( ) (2)
Cette décomposition demande une quantité d’énergie électrique qui
dépend de l’enthalpie de la réaction. Le potentiel théorique de la
décomposition est de 1,481 V à 298 K. A une échelle industrielle, ces
potentiels sont de l’ordre de 1,7 à 2,1 V, ce qui correspond à des
rendements de 70 %. La consommation électrique des électrolyseurs
industriels est généralement de 4 à 5 kWh/Nm3 de 2 (AFHYPAC,
2015).
L’électrolyseur est théoriquement alimenté par 0,8 L d’eau par Nm3
de dihydrogène, cependant la valeur réelle s’approche de 1 L/Nm3
pour des cas pratiques. L’eau introduite doit être la plus pure possible
car les impuretés s’accumulent dans l’électrolyseur ce qui perturbe
les réactions électrolytiques et abaisse ainsi le rendement
(AFHYPAC, 2015).
2.3 Les technologies d’électrolyseurs
Les technologies sont classées en deux catégories et portent d’une
part sur le type de structure (monopolaire ou bipolaire) et d’autre
part sur le type d’électrolyse : alcalin, Proton Exchange Membrane
(PEM ou acide) ou Solid Oxide Electrolyser Cell (SOEC)
(AFHYPAC, 2015).
2.3.1 Structures monopolaires et bipolaires
Les premiers appareils d’électrolyse disposaient d’électrodes
monopolaires de telle sorte que chaque anode soit connectée au pôle
positif et chaque cathode au pôle négatif. Quant aux systèmes
bipolaires, les électrodes jouent le rôle d’anode sur une face et de
cathode sur l’autre, les cellules d’électrolyse fonctionnent alors en
série électrique. La disposition bipolaire offre une densité de courant
plus élevée et une haute compacité. Cette conception introduit
cependant quelques contraintes : l’électrode présente une face en
milieu oxydant (anode) et l'autre en milieu réducteur (cathode)
(AFHYPAC, 2015).
La majorité des systèmes industriels (Fig. 3) reposent sur la
technologie bipolaire, alors que quelques fournisseurs
d’électrolyseurs de petites puissances travaillent encore avec des
structures monopolaires (AFHYPAC, 2015).
Fig. 3 : Cellule d'électrolyse unipolaire (a) et bipolaire (b) (Santos et
al., 2013)
Les cellules d’électrolyse doivent être étanches, isolées
électriquement et résistantes à la corrosion dans des conditions de
températures et pressions parfois élevées (AFHYPAC, 2015).
2.3.2 Technologie alcaline
Elle est considérée comme la technologie industrielle d’électrolyse la
plus ancienne et la plus utilisée jusqu’à aujourd’hui. Pour améliorer
la conductivité de l’électrolyte, des ions basiques (hydroxyde de
potassium) sont introduit de manière à favoriser le transfert ionique
entre les électrodes où se produisent les réactions à l’anode, Eq. (3),
et à la cathode, Eq. (4) (AFHYPAC, 2015).
4 −
(aq) → 2 2 ( ) + 2 ( ) + 4 −
(3)
4 2 ( ) + 4 −
→ 2 2 ( ) + 4 −
(aq) (4)
Pour séparer les gaz formés : l’hydrogène et l’oxygène, les deux
électrodes sont séparées par un diaphragme (Fig. 4). Ce dernier
favorise le passage de l’eau et des ions, mais pas des gaz.
Fig. 4 : Principe d'une cellule d'électrolyse alcaline (E&E Consultant
et al., 2014)
2.3.3 Technologie PEM
L’électrolyse acide (PEM) diffère de l’électrolyse alcaline par son
électrolyte solide à membrane polymère conductrice de protons
(AFHYPAC, 2015) (Fig. 5). Les avantages de l’électrolyse acide sont
la compacité, la simplicité de fabrication, du design et du
fonctionnement, la limitation des problèmes de corrosion grâce à
l’absence d’électrolyte liquide, les performances sensiblement
supérieures et une moindre influence de la variation des conditions
d’entrée. Cependant, le coût de la membrane polymère et l’utilisation
d’électro-catalyseurs à base de métaux nobles, conduisent à des
équipements aujourd'hui plus onéreux que les électrolyseurs alcalins
de même capacité. (AFHYPAC, 2015).

3
Fig. 5 : L’électrolyse PEM (AFHYPAC, 2015)
Les réactions de l’électrolyse acide à l’anode, Eq. (5), et à la cathode,
Eq. (6), diffèrent de celles de l’électrolyse alcaline.
2 2 ( ) → 4 +
( ) + 2 ( ) + 4 − (5)
2 − + 2 +
( ) → 2 ( ) (6)
L’électrolyseur PEM est particulièrement adapté au couplage à une
source d’énergie renouvelable car il supporte, mieux que
l’électrolyseur alcalin, les fluctuations de puissances électriques. De
plus, au vu des meilleures performances des électrolyseurs
disponibles, ce type d’électrolyseur acide a un rendement de 5 à 10
points supérieur à celui de l’électrolyseur alcalin (AFHYPAC, 2015).
2.3.4 Technologie SOEC
L’électrolyseur SOEC fonctionne à des températures de l’ordre de
700 à 800°C, ce qui permet de réduire considérablement la puissance
électrique requise. Toutefois, des températures si élevées nécessitent
l’utilisation de matériaux spécifiques. C’est pourquoi l’électrolyte et
les électrodes sont conçus à base de céramique. La vapeur d’eau est
introduite à la cathode où sont produits l’hydrogène et les anions 2
-
(E&E Consultant et al., 2014) :
2 ( ) + 2 −
→ 2 ( ) + 2
-
( ) (7)
Les anions 2
−
migrent à travers la membrane électrolytique en
direction de l’anode et, en se déchargeant, forment de l’oxygène (Fig.
6) (E&E Consultant et al., 2014) :
2 2
-
( ) → 2 ( ) + 4 − (8)
Fig. 6 : L’électrolyse SOEC (Veldhuis, 2016)
En termes de performance, le rendement de conversion de
l’électricité en dihydrogène pourrait atteindre 100% du PCS, mais si
l’on prend en compte la chaleur apportée, le rendement de conversion
de l’électricité et de la chaleur en dihydrogène serait de l’ordre de
85% du PCS (E&E Consultant et al., 2014).
2.4 La méthanation
Après avoir converti l’énergie électrique en hydrogène, il est ensuite
possible de réaliser une réaction de méthanation. Cette réaction
exothermique consiste à faire réagir l’hydrogène produit par
électrolyse avec du dioxyde de carbone C 2 ou du monoxyde de
carbone C afin de le convertir en méthane C 4. La transformation
mise en oeuvre dans le cas du Power-to-Gas est la méthanation du
C 2,régie par la réaction de Sabatier, (E&E Consultant et al., 2014) :
4 2 ( ) + C 2 ( ) → C 4 ( ) + 2 2 (g) (9)
Afin d’obtenir un gaz naturel directement utilisable, il suffit
d’effectuer une série d’étapes de séparation de l’eau produite et du
C 2 n’ayant pas réagi.
Le dioxyde de carbone peut provenir de différentes sources : il est
possible, par exemple, de récupérer le C 2 après purification de
biogaz ou de syngas (gazéification de biomasse), ou bien de capter le
C 2 des émissions industrielles (procédés cimentiers,
pétrochimiques, équipements de combustion) ou des émissions liées à
la production d’électricité. Il est également possible d’utiliser
directement du biogaz brut (mélange de C 4 et de C 2) sans passer
par une étape de purification.
Afin de produire du méthane, deux technologies peuvent être
utilisées : la voie thermochimique (ou catalytique) ou la voie
biologique.
2.4.1 La voie thermochimique ou catalytique
La voie thermochimique est utilisée industriellement depuis le milieu
du XXème
siècle dans le procédé de fabrication de l’ammoniac pour
l’épuration des gaz contenant du monoxyde de carbone. Cette voie se
caractérise par la présence d’un lit de catalyseur (principalement
nickel ou rhodium) au sein du réacteur, qui peut être soit adiabatique,
soit isotherme. Le premier type de réacteur, le plus simple, se
caractérise par des températures très élevées, de l’ordre de 700°C, et
nécessite donc l’utilisation de plusieurs réacteurs avec un système de
refroidissement des gaz entre deux étages pour maintenir un taux de
conversion correct (E&E Consultant et al., 2014).
Il est alors préférable d’utiliser le deuxième type de réacteur
contenant un système de refroidissement intégré qui permet d’avoir
un meilleur contrôle de la température dans le milieu réactionnel. Ce
contrôle de la température représente un enjeu clé dans ce type de
réaction.
La réaction d’hydrogénation du dioxyde de carbone est favorisée par
des pressions élevées, des températures modérées et par une faible
teneur en eau (Kara et Marchand, 2013 ; Giglio et al., 2015).
Une température basse garantit un taux de conversion élevé du CO2
(Fig. 7), tandis qu’une température élevée est nécessaire au catalyseur
pour s’activer et ainsi augmenter la cinétique de la réaction (E&E
Consultant et al., 2014). Il est indispensable d’établir une température
de contrôle permettant d’obtenir le meilleur taux de conversion
possible tout en veillant à limiter la taille du réacteur (temps de
séjour) et la dégradation du catalyseur (sa durée de vie diminue avec
la température). Les coûts sont ainsi réduits.
Fig. 7 : Taux de conversion du C 2 en C 4 en fonction de la
température et de la pression (E&E Consultant et al., 2014)

4
2.4.2 La voie biologique
Encore en développement, la voie biologique repose sur la
fermentation anaérobie des matières organiques dans un digesteur.
Afin d’épurer le biogaz issu de la méthanisation, il est possible de
transformer le C 2 en C 4 au lieu de passer par des techniques
d’extraction coûteuses et énergivores. La méthanation par voie
biologique se réalise à des températures proches de 35 °C, ou bien
entre 60 et 65°C, en fonction des micro-organismes présents (E&E
Consultant et al., 2014).
2.5 Le Power-to-Liquid
La technologie Power-to-Liquid est basée sur la conversion
catalytique du 2 à partir de l’électrolyse de 2 et la transformation
du C 2 capturé à partir de gaz de combustion industriels, de procédés
de conversion de biomasse ou d'air (Fraunhofer ISE, 2016).
Fig. 8 : Chaîne de production Power-to-Liquid (Fraunhofer ISE,
2016)
Dans une optique de remplacer les carburants fossiles, le dihydrogène
liquide et le méthanol de synthèse peuvent avoir un rôle pertinent à
jouer. Étant donnée l’obligation du recours aux carburants liquides
pour des longues distances (avion, bateau), seule la voie
hydrocarbonée liquide (et non celle gaz) a été prise en compte (E&E
Consultant et al., 2014).
Après la phase de l’électrolyse, le dihydrogène produit est mélangé
avec le dioxyde de carbone. Le mélange est ensuite introduit dans un
réacteur chimique pour produire le monoxyde de carbone selon la
réaction :
3 2 ( ) + C 2 ( ) → 2 2 ( ) + C ( ) + 2 ( ) (10)
Avec une température de 950 °C et une pression légèrement
supérieure à 20 bar, le gaz de synthèse ( 2 + C ) produit est introduit
dans le réacteur de Fischer-Tropsch pour former de longues chaînes
de carbone (-C 2 -) selon la réaction :
2 2 ( ) + C ( ) → -C 2 - + 2 ( ) (11)
La réaction se déroule sous une température de 220 °C et une
pression de 20 bar. Un mix d'hydrocarbures est récupéré à la sortie et
passe dans une colonne de distillation qui a pour objet de séparer le
mélange en plusieurs liquides (Diesel, etc.) (Sunfire, 2013).
2.5.1 Hydrocarbure synthétique
Les hydrocarbures peuvent être produits sans l'utilisation de
combustibles fossiles ou de biomasse. En utilisant les sources
d’électricité renouvelable ou nucléaire, le dioxyde de carbone et l'eau
peuvent être recyclés en hydrocarbures via un procédé non
biologique (Fig. 9) (Graves et al. 2010).
Fig. 9 : Hydrocarbure synthétisé avec du C 2 recyclé à partir de
différentes sources (Graves et al. 2010)
À long terme, le C 2 pourrait être capturé à partir de l’atmosphère ce
qui donnerait un cycle de combustible hydrocarboné en boucle
fermée (Fig. 10).
Fig. 10 : Production en boucle fermée (Graves et al. 2010)
Étant donné que l'énergie solaire entraîne la dissociation du C 2 et
2 , le cycle du combustible est comparable à celui des
biocarburants synthétiques (Fig. 11). Les arbres recueillent le C 2 de
l'air et l’énergie solaire pour produire le carbone. Toutefois, ce cycle
de carburant évite le produit intermédiaire de la biomasse, qui
consomme beaucoup de ressources à cultiver (eau, engrais, etc.) et
doit être traité pour produire un carburant (Graves et al. 2010).
Fig. 11 : Comparaison entre le cycle de production par voie
renouvelable/nucléaire et le cycle de biomasse (Graves et al. 2010)
Pour évaluer les performances de ces systèmes, de nouveaux
procédés basés sur le C 2 et le 2 sont développés en termes de
technologie, d'impact environnemental et de coûts. En ce qui
concerne l'optimisation de l'efficacité des procédés, l'estimation du
potentiel de réduction des coûts et l'analyse du cycle de vie, les
plateformes logicielles suivantes sont utilisées (Fraunhofer ISE,
2016).
Chemcad pour l’étude d’équilibre et l’intégration de la
chaleur.
Simulink/Matlab pour la thermodynamique, la cinétique et
les régimes simulations non stationnaires (Fig. 13).
Ansys Fluent pour la Dynamique des fluides.
Umberto pour l’évaluation économique / écologique.

5
Fig. 12 : Block Simulink d’une chaîne Power-to-Liquid (Fraunhofer
ISE, 2016)
Le Power-to-Gas et le Power-to-Liquid sont développés
particulièrement pour les besoins énergétiques du secteur des
transports (voiture, avion, camion, bateau) ainsi que comme matières
premières de l’industrie chimique. En 2050, en Allemagne, 1100
TWh de méthane et de carburant liquides renouvelables issus de
l’énergie électrique et de la biomasse pourraient être produits
annuellement (E&E Consultant et al., 2014).
3. ÉTUDE TECHNIQUE
L’étude technique a pour but de mettre en regards les performances
des deux technologies à l’aide de différents critères tels que les
rendements, les puissances développées… Elle permet également
d’avoir un aperçu des projets industriels mis en œuvre en ce moment,
en Europe principalement.
3.1 Cas d’étude
Différents cas ont été sélectionnés dans chacun des procédés, Power-
to-Gas et Power-to-Liquid, afin de pouvoir comparer les
performances des diverses technologies. Deux types de comparaison
sont effectués en fonction des usages des fluides produits.
En ce qui concerne le Power-to-Gas, les gaz sont principalement
destinés à être injectés soit dans le réseau de distribution de gaz, soit
dans les transports. Ainsi, deux cas sont étudiés (E&E Consultant et
al., 2014) dans la filière dihydrogène : l’utilisation d’un électrolyseur
PEM entraînant une production de gaz destinée au réseau des
transports, et l’utilisation d’un électrolyseur alcalin en vue d’une
injection dans le réseau de gaz naturel. De plus, trois cas sont étudiés
pour la filière conduisant à la production de biogaz brut à partir d’une
électrolyse et d’une méthanation catalytique : l’utilisation d’un
électrolyseur SOEC vers un usage dans les transports, d’un
électrolyseur PEM pour une même application et enfin d’un
électrolyseur alcalin à destination du réseau de distribution du gaz
naturel.
Les études et applications sur le Power-to-Liquid étant actuellement
moins nombreuses et à des stades de développement moins avancés,
un seul cas d’étude est présenté : il concerne l’utilisation d’un
électrolyseur SOEC suivi d’un réacteur de conversion du C 2 et 2
en syngas puis d’un réacteur Fischer-Tropsch et enfin d’une colonne
de distillation (Sunfire, 2013).
3.2 Caractéristiques techniques
Les deux techniques (gaz et liquide) se caractérisent par la production
de fluides combustibles de natures différentes conduisant à des
utilisations distinctes.
D’une part, le Power-to-Gas peut aboutir à la production de deux
gaz : le dihydrogène et le méthane. D’autre part, le Power-to-Liquid
conduit à la synthèse de carburants liquides comme le méthanol, le
kérosène, le diesel, l’essence, etc.
Ces deux procédés conduisent à l’obtention de produits et de co-
produits qu’il est possible de valoriser. Avec le Power-to-Gas, les co-
produits obtenus sont la chaleur et l’eau. La chaleur haute
température provenant du réacteur de méthanation catalytique est une
chaleur “intermittente”, puisqu’elle est produite lors du
fonctionnement de l’unité de Power-to-Gas, c’est-à-dire durant les
pics de production d’électricité. L’eau est aussi un co-produit obtenu
à partir du Power-to-Gas. Il est possible de la recycler comme matière
première lors de l’électrolyse.
Avec le Power-to-Liquid, le co-produit obtenu est de la vapeur d’eau,
générée par le réacteur Fischer-Tropsch et récupérée grâce à
l’électrolyse de 2 puis réutilisée. Cette valorisation des co-produits
permet d’augmenter notablement les rendements globaux des
processus.
Différentes études techniques ont permis de déterminer les
rendements dans plusieurs filières. Ils prennent en compte la
valorisation des co-produits présentés ci-dessus et correspondent à
l’énergie produite (PCS du gaz de synthèse et/ou chaleur valorisée)
sur l’énergie fournie (électricité). Ainsi, les meilleurs rendements du
Power-to-Gas sont actuellement de 88 % pour la filière dihydrogène
(E&E Consultant et al., 2014). Les cas d’études de la filière
méthanation conduisent aujourd’hui à des rendements légèrement
plus faibles, de l’ordre de 85 %. Concernant le Power-to-Liquid, le
meilleur rendement obtenu est actuellement de 70 % (Boudellal.,
2016), ce qui est plus faible que celui du Power-to-Gas. Au cours du
processus, la dissociation de l’eau en hydrogène et oxygène, réalisée
par un électrolyseur à haute température, SOEC, a un rendement
d’environ 90%.
De plus, pour ces deux procédés, les études ont déterminé des
puissances en fonction des technologies et processus réalisés. Les
valeurs des puissances électriques obtenues pour un procédé de
Power-to-Gas, sont de l’ordre de 1 à 25 MW. Celles du Power-to-
Liquid sont de l’ordre de 250 kW à plus de 100 MW (Sunfire, 2013).
Elles sont donc plus importantes que celles du Power-to-Gas.
3.3 Applications industrielles
Actuellement, il existe différentes usines qui utilisent les procédés de
Power-to-Liquid et Power-to-Gas pour de multiples utilisations.
3.3.1 Power-to-Gas
L’entreprise Hydrogenics est considérée comme le leader dans le
Power-to-Gas (Hydrogenics, 2012). Elle travaille dans le monde
entier sur différents projets et prépare le terrain pour des projets à une
échelle commerciale. Cette usine est le centre de réalisation de
beaucoup de programmes concernant le Power-to-Gas.
Un premier projet de Hydrogenics, réalisé par Sotavento Grid
Stabilisation, se situe à Galicia en Espagne. Son centre technologique
se concentre sur l’amélioration des systèmes énergétiques
renouvelables mais a aussi pour objectif la production d'hydrogène
grâce à un parc éolien. Ce dernier met en œuvre cinq technologies
différentes en vue de reconvertir le 2 stocké en électricité à l’aide
d’un moteur à combustion interne. Les solutions passent par
l’utilisation d’un générateur d'hydrogène (HySTAT 60) pour produire
60 Nm³/h de 2, puis le comprimer et le stocker (Hydrogenics,
2013).
Un deuxième projet de Hydrogenics, appelé “2 MW Power-to-Gas
Solution” est réalisé à Falkenhagen en Allemagne. Il a pour objectifs
la conversion de l'énergie éolienne en excès sous forme d’hydrogène,
pour le stocker, et l’injection du 2 dans la pipeline de gaz naturel de
transmission à haute pression (55 bar). Six HySTAT 60 sont utilisés
pour produire 360 Nm³/h de 2. Ensuite, un conteneur de 12 mètres,
incluant deux compresseurs, est utilisé pour comprimer l'hydrogène à
une pression de 55 bar et l'injecter dans le réseau de gaz naturel
(Hydrogenics, 2013).
Un second exemple d’entreprise utilisant le processus de Power-to-
Gas est ITM Power. Le projet se situe à Francfort en Allemagne et est
dénommé “Thüga Power-to-Gas Plant”. Le but est de tester la
technologie du Power-to-Gas en termes de mise en œuvre et de
faisabilité. Cela constitue un projet pilote soutenu par les ministères
régionaux de l’économie, de l’énergie, du transport et du
développement régional et par l’Union Européenne. Le lancement de
la production a eu lieu en novembre 2013. La technologie utilisée
dans ce cas est un électrolyseur PEM et l’objectif est d’injecter du
dihydrogène dans le réseau de gaz de la ville de Francfort. Les
premières années de fonctionnement font état de rendements allant de
65 à 77 % pour l’ensemble de la chaîne de production et permettant
de fournir des puissances comprises entre 50 et 325 kW (ITM
Power), comme le montre la Fig. 13.

6
Fig. 13 : Rendement obtenu en fonction de la puissance déployée
(ITM Power)
Le projet poursuit son développement et suscite de réelles espérances
pour le stockage de l’énergie excédentaire produite par des sources
renouvelables par rapport à l’énergie consommée ; à tel point que le
réseau de distribution de gaz est présenté comme “ the Battery of the
Future” par le groupe (Markillie (ITM Power), 2015).
3.3.2 Power-to-Liquid
Concernant le Power-to-Liquid, une des entreprises majeures en ce
moment est la société Sunfire située à Dresden en Allemagne.
Avec une chaîne de production composée d’un électrolyseur de type
SOEC, d’un réacteur de conversion, d’un réacteur Fischer-Tropsch et
d’une colonne de distillation, Sunfire est actuellement capable de
produire un combustible liquide nommé “Blue Crude” (Fig. 14). Ce
fluide permet de synthétiser trois principaux carburants liquides : le
diesel, le kérosène et l’essence.
Fig. 14 : Processus de synthèse du Blue Crude
(Sunfire (mail), 2016)
Les carburants de synthèse peuvent être utilisés comme substituts aux
combustibles fossiles issus du pétrole ainsi que comme matière
première alternative renouvelable pour la production des dérivés du
pétrole brut. Les avantages de cette technologie sont l’efficacité de
production du processus, le rendement avoisinant les 70 % (Sunfire,
2013), ainsi que le niveau de pureté élevé du combustible. En effet, le
Blue Crude présente l’intérêt de ne pas contenir les polluants
dangereux trouvés dans le pétrole brut. De plus, la puissance générée
est plus importante que le Power-to-Gas puisqu’elle peut passer de
250 kW à quelques mégawatts.
Une deuxième entreprise importante dans le monde du Power-to-
Liquid est Carbon Recycling International (Carbon Recycling
International (CRI), Emissions to Liquids). CRI est le leader mondial
dans la technologie du Power-to-Methanol. Cette entreprise possède
des usines standards de Power-to-Liquid ayant une capacité de
production du méthanol de l’ordre de 40 000 tonnes par an qui
peuvent être adaptées à une échelle plus ou moins grande en fonction
des besoins du client. CRI produit du vulcanol, méthanol
renouvelable, qui est synthétisé à partir de C 2, d'hydrogène et des
sources d'électricité renouvelables. Le vulcanol obtenu dans les sites
de production du CRI produit des émissions de carbone inférieures de
90 % en comparaison avec les combustibles fossiles (Carbon
Recycling International: Products and Renewable methanol, 2016).
L’usine CRI de production de méthanol à partir de C 2 est la plus
grande du monde. Elle se nomme George Olah (Carbon Recycling
International, Word’s largest CO2 methanol plant, 2016), et se trouve
à Svartsengi, en Islande. En 2015, l’usine a été élargie pour passer
d’une capacité de 1,3 millions de litres par an à une capacité
supérieure à 5 millions de litres par an. L’usine recycle une quantité
d’environ 5500 tonnes de C 2 par an, quantité qui aurait pu être
libérée dans l’atmosphère. En effet, de même qu’avec le vulcanol,
l’utilisation du méthanol, obtenu via l’usine de production permet de
produire 90 % moins de C 2 qu’en utilisant des combustibles
fossiles. La petite quantité d’émissions issue de la production et de
l’utilisation de méthanol renouvelable est liée à la production de C 2
par les usines d'énergie géothermique, lesquelles génèrent environ
30% de l'énergie consommée en Islande.
4. ÉTUDE SOCIO-ECONOMIQUE
Le Power-to-Gas et le Power-to-Liquid sont des solutions de
stockage avec objectifs différents. Le Power-to-Gas vise
principalement les domaines de la distribution dans le réseau de gaz
et certains transports. Le Power-to-Liquid, quant à lui, s’oriente plus
vers tous les types de transports. Mais quel est l’avenir de ces
solutions dans notre société actuelle ? La question est d’abord
abordée d’un point de vue financier, puis environnemental.
Les chiffres présentés dans cette partie sont donnés par des sources
qui peuvent être influencées par des intérêt
s économiques, mais ils permettent de donner un ordre de grandeur.
4.1 Bilan économique
4.1.1 Énergies renouvelables
Le développement des technologies Power-to-Liquid et Power-to-Gas
dépend de l’évolution du mix énergétique : leur coût dépend du prix
de l’électricité et leur développement n’est utile que dans un scénario
où les énergies renouvelables ont une place assez importantes dans le
mix énergétique. Aujourd’hui, les énergies renouvelables produisent
seulement 17,4 % de l’électricité en France, dont 70,7 % provenant
de la filière hydraulique (Le Monde, 2016). Le prix de production de
l’électricité en France varie actuellement entre 40 et 50 € / MWh. La
transition énergétique vers les énergies renouvelables impliquerait
ainsi une hausse du prix de l’électricité. Hors, les coûts de production
du Power-to-Gas et du Power-to-Liquid dépendent fortement du prix
de l’électricité étant donné que cette dernière est nécessaire à
l’électrolyse.
Le Tableau 1 montre ainsi la part de diverses techniques de
production d’électricité en France et leur coût actuel. D’autre part, la
croissance de la puissance installée en France d’une année par rapport
à la précédente est présentée pour les trois dernières années.

7
Tableau 1 : Comparaison de certains modes de production
d’électricité (Percebois et Mandil, 2012 ; EUROBSERV’ER, 2016 ;
RTE et al., 2015 ; RTE Réseau de transport d’électricité, 2016 ; EDF,
2013)
Nucléaire
Éolien
terrestre
Éolien
offshore
Photovoltaïque
Répartition
de la
production
française
76,3 % 3,9 % - 1,4 %
Coût de
production
(€ / MWh)
49,5 82 220 230 à 370
Puissance
moyenne
d’une unité
900 à
1600 MW
3 MW
4 à 8
MW
100 à 200 W
1 réacteur
1
éolienne
1
éolienne
1 m² de
panneaux
Croissance de
la puissance
installée en
France
2013 - -10 % -44 %
2014 - +65 % +46 %
2015 - -4 % -4 %
En France, l’énergie nucléaire est dominante du fait de son faible
coût par rapport aux autres alternatives. En effet, le soutien du
gouvernement permet de baisser le prix d’achat au niveau du
consommateur. D’un point de vue économique, les énergies
renouvelables ne sont pas compétitives, mis à part peut-être l’éolien
terrestre mais le Tableau 2 montre qu’il faudrait au moins trois cent
éoliennes pour remplacer un petit réacteur nucléaire. De plus, les
nuisances sonores et visuelles des éoliennes ne sont pas négligeables,
et pour l’instant elles produisent trop peu d’énergie pour
concurrencer le nucléaire.
Concernant le développement des énergies renouvelables, le Tableau
1 montre que ces dernières années, il n’y a pas eu de véritable ligne
directrice en faveur du développement des puissances éoliennes et
photovoltaïques installées en France. À travers les médias, on
pourrait croire que de plus en plus d’éoliennes et de panneaux
solaires sont installés chaque année. En effet, la production d’énergie
renouvelable s’accroît d’année en année mais la nouvelle puissance
installée n’augmente pas forcément d’une année sur l’autre. Ainsi,
malgré toutes les promesses politiques, il est difficile d’estimer la
croissance des énergies renouvelables sur les prochaines années.
4.1.2 Power-to-Gas et Power-to-Liquid
Les filières du Power-to-Liquid et du Power-to-Gas étant encore
principalement à l’état de prototype, il est difficile de prédire leur
avenir et leur coût, mais il est intéressant d’observer l’état actuel de
développement de ces technologies. Le Tableau 2 regroupe les prix
de production actuels des différentes technologies, sans l'électrolyse
SOEC qui n’est que très peu développée actuellement.
Tableau 2 : Coût de production actuel de différentes filières du
Power-to-Gas (E&E Consultant et al., 2014)
Filière
Coût de
production
€ / MWh
Coût
d’investissement
€ / kW
Electrolyse 2
Alcalin 100 1000
PEM 200 2000
Méthanation
CH4
Alcalin 200 2000 à 2500
PEM 300 3000 à 3500
La filière méthane requiert la méthanation en plus de l’électrolyse,
l’ensemble s’élevant à des prix non compétitifs actuellement. Selon
l’utilisation du Power-to-Gas (distribution dans le réseau ou
transport), les prix varient très peu. La valorisation de la chaleur
dégagée durant les réactions permet d’économiser environ 10 € /
MWh. Il faut ajouter à cela le coût de la distribution, qui peut aller de
quelques euros à quelques dizaines d’euros par MWh selon
l’utilisation.
Selon le prix de l’électricité, le coût de production du Power-to-
Liquid peut aussi varier de 70 à 150 € / MWh (Varone et Ferrari,
2015). Comme expliqué précédemment, le prix de l’électricité
dépend de beaucoup de facteurs, dont les taxes (30 % du prix de
vente), qui pourraient être diminuées étant donné que le but du
Power-to-Liquid et du Power-to-Gas est de valoriser les excédents
d’énergies tout en étant une solution à la transition énergétique.
Dans l’objectif de leur développement, il est impératif que les
technologies Power-to-Liquid et Power-to-Gas soient compétitives
avec les combustibles actuels.
Le Power-to-Liquid doit faire face aux différents carburants déjà
existants (essence, diesel, etc.). Avec les technologies actuelles, la
production de méthanol s’élève à un prix de 120 € / MWh, pour une
électricité à 50 € / MWh (Varone et Ferrari, 2015). Hors, les coûts de
production (extraction et raffinage) du diesel et de l’essence sont
respectivement de 0,58 € / L et 0,54 € / L (Le portail de l’économie et
des finances, 2015), soit 63 € / MWh et 77 € / MWh. Le méthanol
est donc deux fois plus cher que les carburants usuels.
Cependant, les coûts de distribution et les taxes ne sont pas inclus :
ici aussi, des taxes plus faibles sur le Power-to-Liquid pourraient
aider à son développement, sachant que les taxes représentent 60 %
du prix à la pompe du pétrole (Connaissance des Énergies, 2015).
Concernant le Power-to-Gas, la filière 2 a un coût près de trois fois
plus élevé que celui du gaz naturel : le prix de gros du gaz naturel est
actuellement de 26 € /MWh (E&E Consultant et al., 2014). La filière
méthane, encore plus chère, n’entre même pas en considération sur la
base des prix actuels. La conclusion est similaire à celle du Power-to-
Liquid, et les taxes constituent 21 % du tarif de vente du gaz naturel
(Connaissance des Énergies, 2016). Le Power-to-Gas entre aussi en
compétition avec les autres technologies de stockage d’énergie
détaillées ci-après.
4.1.3 Différents modes de stockage
Pour stocker le surplus d’électricité produit lors des creux de
consommation, diverses méthodes sont utilisées. Les plus répandues
sont détaillées dans le Tableau 3.

8
Tableau 3 : Comparaison des différents modes de stockage
d’électricité (Odru, 2016)
STEP
(barrage)
Batteries Filière 2
Puissance
mondiale stockée
99 % 0,4 % 0,02 % (Allemagne)
Rendement 75 à 85% 60 à 90 %
35 % (électricité)
60 % (gaz)
La technologie la plus utilisée est la Station de Transfert d’Energie
par Pompage (STEP) : l’électricité excédentaire est utilisée pour
pomper l’eau et lors d’un pic de consommation, l’eau circule dans le
sens inverse à travers une turbine qui permet de générer de
l’électricité. Il existe d’autres solutions de stockage, mais la STEP est
privilégiée car elle présente un bon rendement et malgré
l’investissement élevé, le coût de fonctionnement est faible (20-30 € /
MWh). Cependant, les barrages dépendent fortement du relief et de la
géographie, en plus d’engendrer une empreinte écologique
importante. En effet, ils perturbent l’équilibre des écosystèmes
présents.
Les batteries, quant à elles, ont un rendement conséquent mais sont
destinées à des stockages de faible puissance et dépendent de
ressources non renouvelables comme le plomb ou le lithium. Ce
mode de stockage présente un coût élevé qui a cependant tendance à
baisser chaque année, faisant ainsi concurrence au dihydrogène (pile
à combustible) dans le domaine des voitures électriques.
Quant au dihydrogène, il s’agit d’un gaz très léger, ce qui facilite son
transport. En revanche, son caractère explosif au contact de
l’oxygène fait de lui un élément à manier avec précaution et dont
l’utilisation devrait probablement rester limitée. Le dihydrogène (en
faibles quantités) et le méthane ont l’avantage d’avoir déjà des
méthodes de stockage très répandues avec 25,8 milliards de m3
de
gaz naturel stocké en France (Ministère de l’environnement, de
l’énergie et de la mer, 2011), dû à son existence à l’état naturel.
Cependant, le rendement dépend de l’utilisation du gaz : soit il est
utilisé comme combustible gazeux, soit il est reconverti en électricité,
via des procédés ayant un rendement faible, comme la pile à
combustible qui récupère au mieux 50 % de l’énergie du Power-to-
Gas. Ainsi, l’utilisation du Power-to-Gas est plus intéressante dans le
réseau de gaz, même si le dihydrogène ne peut y être injecté qu’en
quantité limitée.
Contrairement aux STEP, la production du Power-to-Gas ne dépend
pas de la zone géographique et son effet sur l’environnement est,
comme détaillé dans le paragraphe suivant, moindre.
4.2 Impact environnemental
Le but premier du Power-to-Gas et du Power-to-Liquid reste de
diminuer l’impact de l’homme sur son environnement ainsi que de
trouver une solution durable aux besoins énergétiques. Cet impact est
d’abord étudié à travers les émissions de gaz à effets de serre
engendrées par les différents procédés de production d’électricité.
4.2.1 Emissions de dioxyde de carbone
Le nucléaire est un procédé qui émet très peu de dioxyde de carbone
(Tableau 4). Il utilise néanmoins une ressource non renouvelable qui
est l’uranium : présent en grande quantité dans les sols terrestres et
peu exploité pour d’autres utilisations. Les réserves “raisonnablement
assurées” (RRA), soit récupérables à moins de 130 $ / kg,
permettraient de soutenir la consommation actuelle pendant un peu
moins de 100 ans (Connaissance des Énergies, 2014). Au-delà, les
prix d’extraction devraient augmenter et les ressources exploitables
finiraient inévitablement par disparaître : le nucléaire n’est donc pas
une solution durable. De plus, les déchets ultimes issus de ce procédé
sont de nature radioactive et n’ont pas pour l’instant de filière de
valorisation ou de recyclage. Ils sont donc stockés pendant des
millions d’années. Une autre partie des déchets comme l’uranium de
retraitement et le plutonium peuvent être séparés (96 % du
combustible usé) et recyclés sous forme de nouveaux combustibles.
En France, l’usine de La Hague d’AREVA est la seule qui applique
le procédé de séparation, mais la réutilisation de ces matières
valorisées ne se fait pas encore en France car elle nécessite le
développement d’un réacteur 4ème génération (Connaissance des
Énergies, 2013). Cependant, ces informations sur le recyclage des
déchets radioactifs viennent principalement d’AREVA, premier
producteur nucléaire en France. Une étude plus approfondie serait
nécessaire pour déterminer les procédées effectivement mis en place
ou leur possibilité d’installation sur les centrales françaises ainsi que
leur viabilité économique.
Tableau 4 : Comparaison des émissions de différents modes de
production d’électricité (ADEME, 2014)
Émission moyenne (FR)
(ge CO2 / kWh)
Hydraulique 13
Nucléaire 10
Eolien 7
Photovoltaïque 55
Gaz naturel 443
Diesel 778
Charbon 1000
En ce qui concerne le gaz naturel, le pétrole et le charbon, leur
empreinte carbone émise lors de la production et consommation
perturbe l’équilibre des écosystèmes sur les sites d’extraction et
l’équilibre du cycle carbone (émissions, Tableau 4). Ces ressources
sont aussi limitées : au rythme actuel, les réserves peuvent durer
jusqu’à 53 ans pour le pétrole, 56 ans pour le gaz et 109 ans pour le
charbon (Connaissance des Énergies, 2014).
Les procédés de Power-to-Gas et Power-to-Liquid sont considérés
comme non émetteurs de C 2 s’ils sont issus d’électricité produite
par des énergies “propres”. Le C 2 entrerait dans un “cycle” qui
permettrait de limiter l’augmentation des émissions dans
l’atmosphère : le C 2 utilisé pour la méthanation est un déchet
industriel qui est ainsi valorisé pour synthétiser du méthane, lui-
même relâchant ce C 2 durant sa combustion. Cependant, les
infrastructures nécessaires à la production du gaz ou du biocarburant
sont actuellement inexistantes et leur mise en place aura une
empreinte carbone à prendre en compte.
4.2.2 Danger
En plus de l’empreinte carbone, d’autres menaces sur
l’environnement et l’homme existent. Dans le cas du nucléaire, la
France n’est pas à l’abri d’un accident, tels que ceux de Fukushima
ou Tchernobyl, le risque augmentant à cause du nombre important de
centrales nucléaires vieillissantes en France.
La filière 2 du Power-to-Gas présente aussi certains risques car, le
dihydrogène étant hautement inflammable, une fuite pourrait s’avérer
désastreuse.

9
4.3 Les acteurs
Les technologies du Power-to-Gas et du Power-to-Liquid pourront se
développer en France une fois que les énergies renouvelables auront
atteint 70-80 % de part sur le marché de la production d’électricité.
En effet, les technologies actuelles et les prix du marché constituent
de réels freins au développement de ces technologies alternatives.
Le scénario Négawatt prévoit l’utilisation de 90 % d’énergies
renouvelables en 2050 et rend ainsi envisageable l’utilisation de ces
technologies. Mais est-il vraiment possible de se projeter dans un
avenir aussi lointain ? Nous pensons qu’il serait plus judicieux de
réfléchir sur l’importance des énergies renouvelables sur une échelle
de temps plus courte. En effet, il est impossible de prévoir quels
seront les acteurs, les technologies en concurrence, les prix du
marché à l’horizon 2050.
En France, le lobby nucléaire est très fort. En décembre 2014,
Corinne Lepage, ancienne ministre de l’environnement et députée
européenne, déclarait “En France, le lobby nucléaire, c’est l’Etat !”
(Leers, 2014). Le gouvernement est attaché au nucléaire car c’est une
filière d’excellence. En effet, il s’agit de la troisième filière
industrielle française après l'aéronautique et l’automobile. Le parc
nucléaire français possède des compétences spécifiques selon les
régions. Par exemple, la région Rhône-Alpes-Auvergne est
spécialisée dans l’enrichissement de l’uranium. Au niveau mondial,
la France se classe au deuxième rang des producteurs d’électricité
nucléaire juste derrière les Etats-Unis. La filière du nucléaire est
d’autre part une véritable source d’emplois. Près de 220 000 salariés
regroupés dans 2500 entreprises travaillent dans ce secteur selon la
Société Française d’Energie Nucléaire (Société Française d’Energie
Nucléaire, 2015). Enfin, le nucléaire constitue une ressource
économique non négligeable. Selon AREVA, le nucléaire permettrait
d’économiser près de 20 milliards d’euros ”chaque année en
importations de gaz et de charbon” (Costes, 2015). Avec de telles
statistiques, nous comprenons mieux pourquoi le gouvernement est
attaché à cette filière d’excellence que l’on pourrait qualifier de
“Made In France”.
Néanmoins, il est tout à fait envisageable que, d’ici une vingtaine
d’années, les énergies renouvelables permettent d’atteindre un niveau
de performance énergétique et économique égal ou supérieur à celui
du nucléaire. Cette période de temps est aussi nécessaire pour assurer
le développement des métiers liés aux énergies renouvelables.
5. CONCLUSIONS
La comparaison possible au premier abord entre le Power-to-Gas et
Power-to-Liquid s’avère finalement peu pertinente car les deux
technologies apparaissent plus complémentaires que compétitives, du
fait de leurs domaines d’application plutôt distincts.
D’une part, le Power-to-Gas, à travers sa filière 2, vise une injection
dans le réseau de gaz de l’ordre d’au maximum 6% (E&E Consultant
et al., 2014), et dans le cas d’un plus gros développement, une
injection totale sous forme de C 4. La filière dihydrogène, qui serait
développée en premier, aurait aussi une application dans les
transports, en étant utilisé comme biocarburant. La limite de son
utilisation se situe dans son caractère explosif qui demande des
précautions d’installations plus rigoureuses et qui présente toujours
un risque potentiel.
D’autre part, le Power-to-Liquid vise principalement le domaine des
transports. La vision du Power-to-Liquid abordée est basée
essentiellement sur les installations et les résultats d’exploitation de
l’entreprise Sunfire, celle-ci étant le seul industriel à avoir développé
un procédé de Power-to-Liquid à moyenne échelle. Cette vision
mériterait d’être élargie.
Le réseau de transport, qui apparaît comme un point de
chevauchement des applications des deux technologies, se sépare lui
aussi en plusieurs types d’utilisation. Le Power-to-Gas présente de
bons rendements, de l’ordre de 88 % actuellement, par rapport au
Power-to-Liquid mais fournit de plus faibles puissances lors de son
utilisation. Il devrait donc se limiter au transport domestique et
individuel dans un premier temps. Quant au Power-to-Liquid, il
permet de développer des puissances beaucoup plus importantes, et
pourrait ainsi être utilisé dans les domaines du transport aérien et
ferroviaire.
La comparaison des coûts de production de différentes filières permet
de donner un état des lieux actuel, cependant l’évolution des prix est
difficilement prévisible. L’étude socio-économique pourrait être
approfondie avec une meilleure expertise.
Le développement de la filière méthane du Power-to-Gas et de la
filière Power-to-Liquid est en réalité conditionné par les décisions
des instances internationales et du gouvernement. En effet, il faudrait
obliger les entreprises à recycler ou revaloriser le C 2 qu’elles
émettent, d'où la nécessité de développer ces nouvelles technologies
prometteuses. Il serait aussi intéressant d’imposer des taxes ou des
normes plus contraignantes aux entreprises les plus polluantes pour
les inciter à repenser leurs émissions de carbone. Le Power-to-Gas et
le Power-to-Liquid nécessitent des investissements importants et les
entreprises ne vont pas s'intéresser à ces technologies si elles n’y sont
pas réellement “forcées”.
A contrario, le gouvernement pourrait aider financièrement les
entreprises qui portent un réel intérêt dans la recherche de ces deux
technologies, afin de les encourager et surtout accélérer leurs
avancées.
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