Nota : Une modification de rendement pris pour l'électrolyseur (de 62 à 70% sur PCI) permet un gain de 1,7ans sur le payback.

### 5.1.5.8. Etude de sensibilité des paramètres

On réalise une analyse de sensibilité de type tornade sur le cas volontariste, pour laquelle on reporte la modification de payback à la baisse (orange) ou à la hausse (bleu) en fonction d'une modification des paramètres (entre -30% et + 30%). Chaque paramètre est modifié indépendamment des autres (qui restent à leur valeur de référence).

L'analyse montre que dans ces conditions, les tarifs et coûts du SNG/biométhane sont les plus impactants.

<figure><img src="image_146.png" /><figcaption>Figure 118 - Analyse de sensibilité dans le cas volontariste (épuration par méthanation), (RECORD, 2020)</figcaption></figure>

**Lecture :**

Par rapport à un cas de référence, avec une baisse de 10% du tarif d'injection (toute chose étant égale par ailleurs), le payback augmente de 53% (et atteint donc 10,7 ans au lieu de 7ans).

## 5.1.6. Discussion

### 5.1.6.1. Analyse du cas d'étude

L'analyse du scénario d'épuration de biogaz par méthanation biologique en lieu et place d'un système d'épuration classique montre qu'il est envisageable dans certaines conditions d'utiliser la méthanation biologique comme une possibilité pour épurer le biogaz.

**Ces conditions sont notamment :**

* une réduction importantes des montants d'investissement et des coûts d'exploitation (qu'il n'est pas impossible d'avoir, compte tenu de l'émergence de la filière, et des baisses de coûts dans les électrolyseurs (notamment alcalin) ;

* un prix de l'énergie faible (typiquement de l'ordre de 40/45 €/MWh ou moins)
* une revalorisation du prix de CO₂ ou un soutien, en supplément du prix de rachat du biométhane.

Cette hypothèse suppose également et principalement le maintien des tarifs du biométhane. Ainsi, la méthanation biologique ne devrait pas permettre à court terme de réduire les coûts de production du biométhane.

Du point de vue de l'utilisateur (un exploitant d'unité de méthanisation agricole en France), on notera que cette technologie apporte peu d'intérêt par rapport à l'existant:

* un risque élevé de ne pas couvrir ses coûts (influence du tarif et du prix de l'électricité);

* une complexité d'exploitation plus grande (risques de panne plus importants avec arrêt de la production etc...)

* le risque d'adopter une nouvelle technologie;

Les avantages perçus seraient liés essentiellement au caractère novateur du procédé et à la possibilité de trouver un débouché pour le CO₂. Hors le CO₂ biogénique issue de méthanisation est susceptible de trouver des débouchés commerciaux (générant une ressource supplémentaire).

Hormis dans le cas de démonstrateurs, il est fort probable que les sacrifices perçus l'emportent sur les avantages perçus du point de vue des utilisateurs de méthaniseur agricole.

### 5.1.6.2. Variantes et ouvertures

Plusieurs modalités pourraient être étudiées en marge de ce type de projet :

#### Valoriser l'électricité uniquement certaines heures de l'année

* Cela parait difficilement rentable dans les conditions actuelles et futures. Il faudrait un CAPEX très faible et des prix de l'électricité négatif très longtemps.

* Le caractère intermittent n'est pas compatible avec une fonction d'épuration. Ainsi, cette modalité est à priori non pertinente.

#### Utiliser du H₂ livré sur site

* Cette modalité permet d'économiser l'investissement dans un électrolyseur, et le cas échéant de bénéficier d'un coût d'énergie plus faible (sur le site de production du H₂ par rapport au site de méthanisation).

* Dans ce cas, le stockage nécessaire serait à priori supérieur à 1t. L'unité de méthanisation pourrait aussi jouer le rôle de dépôt H₂ pour d'autres utilisateurs (des coûts seraient à prévoir)

* Cette variante serait pertinente pour un H₂ décarboné à ~ 3,5 €/kg livré, non fossile. Ces niveaux de prix sont extrêmement bas par rapport aux développements actuels de l'hydrogène.

#### Site mutualisé (biogaz) de plus forte capacité

* Certains scénarios considèrent la mutualisation de biogaz, par exemple alimenté en biométhane porté (avec transport du CO₂ séparé) en biogaz porté (développements technologiques en cours) ou par réseau de biogaz. On pourrait ainsi envisager un site de 10MWe fonctionnant en continu.

* Ce cas pourrait bénéficier d'une situation économique plus adaptée et d'une meilleure acceptabilité sociétale, mais dépend de nombreuses hypothèses ;

* Le service rendu pour les utilisateurs est clair en biogaz porté ou réseau de biogaz : le cas d'étude semble pertinent. La situation économique sera plus proche d'un projet PTG (voir cas suivant, mais avec tarif biométhane (et non SNG), dont le contexte règlementaire est plus clair).

#### Site mutualisé (en H₂) de plus forte capacité

* Il est envisagé des écosystèmes Hydrogènes (électrolyseur commun et différents usages industriels, mobilité). Ce schéma est potentiellement favorisé en 2020 dans le cadre de la relance, avec un soutien fort ;
* La pertinence de la localisation d'une unité de méthanisation en proximité immédiate d'un électrolyseur pourra faire l'objet d'études ultérieures.

## Valorisation de CO₂ excédentaire

* On peut envisager que le site de méthanation reçoive également du CO₂ issue d'autres filières.

* Ce cas d'étude serait pertinent à étudier, avec toutefois un impact économique et coût de revient pour le déposant du CO₂ à voir.

## Utiliser des électrolyseurs avec un rendement plus élevé (SOEC)

* Cette technologie n'étant pas mature à ce stade, les coûts sont encore très élevés et devraient le rester encore longtemps. Toutefois, il semble indispensable pour la méthanation ex-situ de bénéficier d'un rendement d'électrolyse élevé pour être viable.

## Cas d'unité équipé de moteurs biogaz dont le contrat ne sera pas renouvelé mais trop loin d'un réseau de gaz.

* Ces sites peuvent bénéficier d'un coût de biogaz plus faible associé à des matériels déjà amortis.

* Si des équipements amortis permettent dans l'absolu de réduire le coût du biométhane, la méthanation biologique n'apporte pas un avantage significatif par rapport à une simple épuration.

### 5.1.6.3. Conclusion

L'épuration de biogaz par méthanation biologique apparaît comme une solution difficile à mettre en œuvre du point de vue économique sur l'essentiel des sites de méthanisation aux dimensions actuelles, du moins dans la perspective de réduction de coût que recherche la filière biométhane.

Il est toutefois possible dans certains contextes, qu'un certain nombre de projets de démonstration de ~150 Nm3/h de biométhane (par exemple type 1.5MWe d'électrolyse) ou plus probablement de plus forte puissance puissent voir le jour dans les prochaines années, en bénéficiant de conditions économiques avantageuses.

Le segment de marché de la méthanisation des boues de STEP<fnref n="36" /> peut faire partie de ces applications, pour lequel les utilisateurs sont des donneurs d'ordre public pouvant avoir une approche très volontariste sur la réduction des émissions de CO₂ et accepter de payer un coût de traitement élevé.

Ces projets pourraient permettre de conforter la mise au point de technologies par des innovateurs ou de stratégie par des développeurs, qui seraient intéressés par d'autres marchés de la méthanation (power to gas).

<footnote n="36">³⁶ STEP pour Station d'épuration des eaux usées</footnote>
## 5.2. Etude de cas Power-to-gas

### 5.2.1. Rappel du contexte

Le terme « power-to-gas » désigne les activités de transformation de l'énergie électrique en un vecteur gazeux, transportable dans les réseaux. Trois sous-filières sont à considérer :

* Le Power to H2 ;

* Le Power to Methane avec,

* La Méthanation catalytique<fnref n="37" /> ;

* La Méthanation biologique ;

Dans un article, Blanco et al, (2018) estiment le potentiel du Power to Methane en Europe jusqu'à 546 GW à l'horizon 2050, mais de nombreux gap technologiques et économiques sont encore à considérer dont :

* la réduction des CAPEX ;

* l'augmentation des rendements ;

* la baisse des prix de l'électricité ;

* l'augmentation du prix du CO₂ ;

L'étude de Thema et al., 2019 dresse un panorama des projets de power to gas en Europe.

<figure><img src="image_147.png" /><figcaption>Figure 119 – Panorama des projets de démonstration en power to gas (source : Thema et al., 2019)</figcaption></figure>

Plusieurs moteurs sont à considérer dans le cas de la méthanation biologique en format power to gas :

* Valoriser de l'électricité renouvelable à prix compétitif ;

* Eliminer des congestions réseaux électriques et contribuer au stockage;

* Valoriser du CO₂ (qui sera réémis ultérieurement, mais substituant l'équivalent de CH₄ fossile)

* Produire du CH₄ localement (celui-ci étant autrement essentiellement importé);

* Produire du Biométhane utilisé en mobilité (BioGNV<fnref n="38" />), la compétition économique avec les autres carburants (taxés) étant pertinente pour du BioGNV de synthèse³⁹.

<footnote n="37">³⁷ Cette catégorie regroupant elle-même plusieurs technologies</footnote>

<footnote n="38">³⁸ BioGNV : Bio Gaz Naturel Véhicule</footnote>
Nota : Selon la Programmation pluriannuelle de l'Energie (PPE), les objectifs de production de biométhane sont de 14 TWh puis 24 TWh (ou 32TWh) de biométhane, respectivement en 2023 et 2028.

La demande de GNV<fnref n="40" /> est estimée par le gouvernement en 2019 à 6,3 TWh en 2023 et à 13,7 TWh en 2028

Selon de nombreux acteurs, pour atteindre la viabilité le concept de power-to-gas implique des tailles supérieures à celles pertinentes pour des projets de méthanisation / épuration biologique, typiquement de l'ordre de 10 à 100 MWe unitaire.

## 5.2.2. Présentation du cas d'étude : power-to-gas par voie biologique

### 5.2.2.1. Présentation

On considère un projet de power to gas avec les caractéristiques suivantes :

* énergie renouvelable intermittente partiellement en courant continue ;

* valorisant sur une boucle non adaptée à une injection massive de H2 ;

* disposant de CO2 concentré capté livré ;

2 types de Clients sont considérés ici :

* Producteur d'énergie renouvelable devant évaluer un prix moyen de l'électricité

* Gestionnaire de réseau cherchant à éviter des coûts de renforcement réseau

Une étude détaillée devrait considérer la variabilité de la production électrique (en puissance instantanée) et un arbitrage entre la vente d'électricité sur le réseau et la part à transformer en SNG (Gaz Naturel de Synthèse). Cependant ce degré de complexité sort du cadre de la présente étude. On se basera dans le cas d'une production en base avec une capacité installée de 20MWe

### 5.2.2.2. Définition du périmètre

Le cas d'étude est une installation de production d'énergie électrique reliée au réseau gaz, via une unité de méthanation, et d'autre part reliée au réseau électrique pouvant fonctionner en injection et en soutirage.

<footnote n="39">³⁹ Toutefois, on pourrait comparer la pertinence énergétique de ces filières (H2, GNV, électrique) et selon les usages</footnote>

<footnote n="40">⁴⁰ Source : Réponse du Ministère de la transition écologique et solidaire, publiée dans le JO Sénat du 13/06/2019 - page 3101, consulté sur https://www.senat.fr/questions/base/2019/qSEQ190309247.html le 1er Aout 2020</footnote>
<figure><img src="image_148.png" /><figcaption>Figure 120 - Schéma de principe du cas d'étude (power to gas) (RECORD,2020)</figcaption></figure>

### 5.2.2.3. Hypothèses

On fait les hypothèses suivantes :

* L'électrolyse et la méthanation fonctionne en régime stable à 20MWe

* Le CO₂ est livré à une pression supérieure à 10 bar ;

* Le SNG peut comporter une part faible de H₂ en sortie (2% en vol), et sort du réacteur à 10bar

* Le SNG est injecté à 70 bar dans le réseau;

## 5.2.3. Description du projet - étude technique simplifiée

### 5.2.3.1. description

On décrit ainsi un projet de power to gas d'une capacité de 20 MW installé.

L'unité est équipée d'un électrolyseur alcalin de puissance maximale 20MWe et de rendement 77% sur PCS produisant jusqu'à 4300 Nm3/h de H₂ pressurisé, soit une capacité légèrement supérieure à 9tH₂/jour.

Un stockage temporaire minimal peut être envisagé pour lisser le démarrage de l'installation. Au vu des puissances, l'électrolyseur est de type alcalin.

Un réacteur de méthanation permettant la valorisation de 1 077 Nm3/h de CO₂ (soit 2 088kg/h) produit 1097 Nm3/h de SNG avec une teneur en CH₄ de 98% à 10 barg et une température de l'ordre de 60°C en sortie (le SNG comporte donc 2% de H₂).

Sur la base d'une productivité de 150 m3/m3/jour, le volume de réacteur nécessaire en CSTR est de l'ordre de 150m3, ce qui peut se concevoir comme un réacteur cylindrique de 15m de hauteur, 1,8m de rayon et un ratio de liquide de 0,8 sur la hauteur. Ces dimensions sont semblables à des unités industrielles de la chimie/pétrochimie.

Une unité de déshydratation + compression (2 étages de compression à 75% de rendement avec refroidissement amont et intermédiaire) remonte la pression à 70 barg. Le SNG est ensuite injecté sur le réseau pour une puissance de 11 675 kW PCS.

Les consommations électriques des auxiliaires sont :
* 645 kWe pour les auxiliaires de la méthanation<fnref n="41" />;

* 86 kWe pour l'unité de compression du SNG;

Le rendement de l'installation de power-to-gas<fnref n="42" /> est de 58%, calculé selon

$$ \eta\_ptg_{sans\ récup} = \frac{m_{CH4} * PCS_{CH4} + m_{H2\_SNG} * PCS_{H2}}{Pelec} $$

En termes de co-produit, l'unité produit de la chaleur via 2 sources (électrolyseur et réacteur de méthanation) pour une puissance de 6 167 kWth à environ 50°C.

**Nota :**

Il peut être envisagé en variante la mise en œuvre d'une Pompe à Chaleur (PAC) pour alimenter un réseau de chaleur selon une boucle 80/60°C. (COP 3.5)

En cas d'utilisation de la PAC, une partie de la puissance électrique disponible (2338kWe) est consommé par la PAC. La puissance à l'injection disponible baisse à 7457 kW PCS, et la puissance thermique valorisable est alors de 5 845 kWth.

### 5.2.3.2. Liste des matériels et travaux

**Le projet comporte :**

* Item 2 - un électrolyseur de type alcalin, Pmax= 20MW, Rendement = 77% sur PCS pour la production de 9,2 tH2/jour à 99,9%, à une pression de 12 bar, comprenant :

* son raccordement électrique et son transformateur ;

* son poste d'alimentation en eau ;

* son unité de séparation de l'oxygène ;

* Item 3 - un réacteur de méthanation pour la conversion de 1 077 Nm3/h de CO2, comprenant :

* une cuve de réacteur, d'un volume de 175 m3 ;

* structure et supports du réacteur ;

* isolation thermique du réacteur ;

* une charge en inoculum ;

* un système d'agitation ;

* un système de balayage N2 ;

* un système de purge liquide ;

* instrumentation et contrôle ;

* une soupape de sécurité ;

* Item 4 - une unité d'alimentation en nutriment

* Item 5 - un circuit de refroidissement, pour une puissance nominale de 6 200 kWth à évacuer de 50°/40°C

* Item 6 - Une unité d'évacuation de l'eau

* Item 7 - Un poste de déshydradation et de compression du SNG, muni :

* d'un compresseur bi-étagé (RP<fnref n="43" /> ~3 pour chaque étage), rendement 75%, pression de refoulement 70bar.

* d'un refroidisseur intermédiaire

* Item 7 - Un poste d'injection du SNG

* Item 8 - Un système de contrôle commande global

<footnote n="41">⁴¹ il s'agit d'une estimation correspondant à un ratio de 590 Wh/Nm3 de SNG, à comparer à 800 Wh/Nm3 pour le projet BIOCAT et 1087 Wh/Nm3 pour le projet d'épuration de biogaz par méthanation biologique.</footnote>

<footnote n="42">⁴² ce rendement n'est pas directement comparable au rendement pour l'épuration par méthanation biologique</footnote>

<footnote n="43">⁴³ RP : Rapport de pression entre l'amont et l'aval</footnote>
* Item 9 - Un système électrique composé de :

* Une arrivée électrique HT en courant continue

* Une arrivée électrique HT provenant du réseau

* Les cellules de protection associée

* Un transformateur HT/BT pour les auxiliaires

* Un départ BT pour l'alimentation des auxiliaires

Les travaux à prévoir pour ce projet sont :

* Ingénierie ;

* Gestion de Projet ;

* Travaux de Génie-civil ;

* Travaux de montage électrique ;

* Travaux de montage mécanique ;

* Mise en Service ;

### 5.2.3.3. Schéma de procédé

Sur la base des considérations présentées dans l'étude de cas précédente, le schéma de procédé pour le cas standard est présenté page suivante.

Le tableau ci-dessous récapitule les informations du projet.

<table><caption>Figure 121 - Tableau des performances (cas power to gas) (RECORD,2020)</caption><thead><tr><td></td><td>Item</td><td>unité</td><td>Standard</td><td>Valo th optimisée</td></tr></thead><tbody><tr><td>1</td><td>Puissance électrique</td><td>kW e</td><td>20 000</td><td>20 000</td></tr><tr><td>2</td><td>Rendement électrolyseur</td><td>%PCS</td><td>77,2%</td><td>77,2%</td></tr><tr><td>3</td><td>Puissance électrolyseur</td><td>kW</td><td>19 269</td><td>17 016</td></tr><tr><td>4</td><td>Capacité électrolyseur</td><td>t/j</td><td>9,2</td><td>8,1</td></tr><tr><td>5</td><td>Débit de H2</td><td>Nm3/h</td><td>4 298</td><td>3 796</td></tr><tr><td>6</td><td>Débit de CO2</td><td>kg/h</td><td>2 088</td><td>1 844</td></tr><tr><td>7</td><td>Puissance SNG</td><td>kW PCS</td><td>11 675</td><td>10 310</td></tr><tr><td>8</td><td>Débit de SNG</td><td>Nm3/h</td><td>1 097</td><td>969</td></tr><tr><td>9</td><td>Teneur en CH4</td><td>%vol</td><td>98%</td><td>98%</td></tr><tr><td>10</td><td>Pression</td><td>barg</td><td>70</td><td>70</td></tr><tr><td>11</td><td>Puissance thermique</td><td>kW</td><td>6 167</td><td>5 845</td></tr><tr><td>12</td><td>Température valo. thermique</td><td>°C</td><td>50</td><td>80</td></tr></tbody></table>
<figure><img src="image_149.png" /><figcaption>Figure 122 – Schéma de procédé unité Power to gas (standard, absence de valorisation Pompe à Chaleur), (RECORD,2020)</figcaption></figure>
### 5.2.4. Etude économique

Avant-propos : Cette étude économique vise à exploiter les données de l'étude de l'état de l'art et à mettre en perspective les mécanismes économiques généraux de ce type de projet.

Les hypothèses de prix du gaz, de l'électricité ou du prix CO₂ long terme peuvent paraître trop ou trop peu favorables, mais il n'est pas du champ de l'étude de réaliser des prévisions sur ces valeurs. On considèrera donc différents cas de figure et on analysera la rentabilité d'une unité de power-to-gas dans ces différents cas.

Le lecteur prendra toute précaution avant d'utiliser les résultats ci-dessous pour toute application.

#### 5.2.4.1. Montant d'investissement (CAPEX)

On considère 3 cas d'investissement, correspondant à 3 niveaux de maturité, résumés dans le tableau ci-dessous :

<table><caption>Figure 123 – Détail des montants d'investissement retenus (power to gas), (RECORD,2020)</caption><thead><tr><th></th><th>Cas 1</th><th>Cas 2</th><th>Cas 3</th></tr></thead><tbody><tr><td>Electrolyseur alcalin 20MW</td><td>13 000</td><td>11 000</td><td>7 000</td></tr><tr><td>Réacteur de méthanation</td><td>12 400</td><td>7 700</td><td>6 400</td></tr><tr><td>Poste de compression</td><td>350</td><td>350</td><td>300</td></tr><tr><td>Balance of Plant Electrique et Mécanique</td><td>3 203</td><td>2 453</td><td>2 200</td></tr><tr><td>Poste d'injection gaz</td><td>650</td><td>650</td><td>600</td></tr><tr><td>Ingénierie, Gestion de projets, Montage et Mise en service</td><td>6 301</td><td>4 863</td><td>3 556</td></tr><tr><td>Prix d'achat</td><td>38 418</td><td>29 653</td><td>17 781</td></tr><tr><td>Frais de maîtrise d'ouvrage</td><td>3 073</td><td>2 372</td><td>3 073</td></tr><tr><td>Cout total d'investissement</td><td>41 492</td><td>32 025</td><td>20 854</td></tr><tr><td>Prix au kWe</td><td>2 075</td><td>1 601</td><td>1 043</td></tr></tbody></table>

**Cas 1 : Maturité émergente :**

On considère les premiers projets de la filière. L'électrolyseur alcalin est à un prix de 650 €/kWe (prix obtenu sur consultation en 2020), la méthanation à 1067 €/kW PCS CH₄. Le projet est acheté en clé-en-main. Une marge s'ajoute donc à l'ensemble des coûts (ratio de l'industrie de l'EPC<fnref n="44" />).

**Cas 2 : Maturité moyenne :**

Les équipements sont matures : l'électrolyseur alcalin est à un prix de 550 €/kWe (prix attendu en consultation sur 2022), la méthanation à 660€/kW PCS CH4 (estimatif de Electrochaee dans le rapport Biocat 2016 pour 20MW). Les frais d'ingénierie et gestion de projets sont également réduits. Le projet est acheté en clé-en-main. Une marge s'ajoute donc à l'ensemble des coûts (ratio de l'industrie de l'EPC).

**Cas 3 : Maturité confirmée :**

Les prix des équipements sont maitrisés électrolyseur à 350 €/kWe (prix obtenu en 2020 sur des projets de grandes puissances<fnref n="45" />) et méthanation à 550 €/kW PCS CH4). Les projets sont gérés en lots séparés : les coûts d'ingénierie et gestion de projets demeurent, mais pas les marges de constructeurs. Cette pratique est envisageable pour des projets sans risque. Les frais de maitrise d'ouvrage remontent légèrement (plus de responsabilité côté maitre d'ouvrage).

* **Nota sur les montants d'investissement :** Contrairement à l'étude précédente (épuration sur un méthaniseur), le projet de power-to-gas étudié diffère sur les plans de l'étendue de périmètre considéré (le projet power to gas considère les coûts de maitrise d'ouvrage et d'injection) et sur

<footnote n="44">⁴⁴ EPC : « Engineering Procurement Construction », désigne un mode de contractualisation</footnote>

<footnote n="45">⁴⁵ Commande de Nikola pour NEL de 26.7M€ pour 85 MW, soit 317€/kWe. Annonce lue sur: https://www.h2-mobile.fr/actus/nikola-commande-nel-electrolyseurs-40-tonnes-jour/</footnote>
les modalités de contractualisation (en clé en main pour les 2 premiers scénarios). Ce point de vue différencié vise à rendre de compte de l'analyse qui serait faite pour les différents types d'acteurs (d'une part des agriculteurs/opérateurs de petits méthaniseurs, d'autre part des acteurs de l'énergie).

## Eléments d'autres études

A noter que pour un électrolyseur alcalin de l'ordre de 2MW, une valeur de 750€/kWe est possible selon J. Proost (2018). Pour des puissances supérieures (de l'ordre de 10 / 20MW), une valeur de ~600 €/kWe a été confirmée par consultation en alcalin.

Le rapport de fin de projet du projet BIOCAT mentionne les valeurs suivantes (gauche).

<table><caption>Figure 124 - Données projet 1MWe BIOCAT (2017), mise en euro<fnref n="46" /></caption><thead><tr><th></th><th>1MW</th><th>10MW</th><th>20MW</th><th>50MW</th></tr></thead><tbody><tr><th>Electrolyseur</th><td>696</td><td>6 963</td><td>13 927</td><td>34 817</td></tr><tr><th>Methanation</th><td>1 465</td><td>3 777</td><td>4 950</td><td>8 542</td></tr><tr><th>Gestion de Projet</th><td>300</td><td>606</td><td>755</td><td>1 012</td></tr><tr><th>Mise en services</th><td>55</td><td>181</td><td>269</td><td>456</td></tr><tr><th>Aléas</th><td>50</td><td>149</td><td>199</td><td>348</td></tr><tr><th>TOTAL k€</th><td>2566</td><td>11678</td><td>20100</td><td>45175</td></tr><tr><th>TOTAL €/kW</th><td>2566</td><td>1168</td><td>1005</td><td>904</td></tr></tbody></table>

A noter que les valeurs de 2017 sont assez proches de celle retenues pour notre étude de cas méthanisation. Toutefois, de notre point de vue :

* ces valeurs n'intègrent pas les coûts associés à un projet neuf (frais de maitrise d'ouvrage, coût d'injection), ni les coûts d'un clé en main....

* ces valeurs sont très optimistes pour un électrolyseur PEM de forte puissance, pour lesquels, les coûts constatés sont encore significativement supérieurs aux électrolyseurs alcalins.

Une étude de l'université de Southwales présente d'autres estimations pour un projet d'environ 10MW (électrolyse).

<table><caption>Figure 125 - Données de CAPEX 10MWe, Patterson et al. (2017) (valeurs 2017 et 2022)</caption><thead><tr><th></th><th>(10MW - 2017)</th><th>(10MW, future)</th></tr></thead><tbody><tr><th>Electrolyseur</th><td>8850</td><td>7316</td></tr><tr><th>Méthanation</th><td>1534</td><td>1298</td></tr><tr><th>Installation</th><td>708</td><td>590</td></tr><tr><th>TOTAL k€</th><td>11092</td><td>9204</td></tr><tr><th>TOTAL €/kW</th><td>1109</td><td>920</td></tr></tbody></table>

## Projections réalistes

Plusieurs auteurs s'accordent sur une convergence des CAPEX des électrolyseurs PEM et Alcalin autour de 550 à 650 €/kWe à un horizon 2030 pour des tailles de l'ordre de 2MW électrique et plus.

<footnote n="46">⁴⁶ Initialement en couronne danoise</footnote>
### 5.2.4.2. Description des revenus et des coûts

Les revenus proviennent de :

* l'injection de Gaz Renouvelable Synthétique (SNG) (67,6 GWh PCS/an)

* de vente de la chaleur, le cas échéant (pour 47 GWh/an)

* d'une rémunération CO₂ (16 704 tCO₂/an)

Les coûts proviennent :

* D'un coût d'achat d'électricité (160 GWh/an)

* De coûts d'exploitation (considéré comme fixe à l'année)

* De coûts de maintenance, pourcentage de l'investissement (électrolyseur + réacteur de méthanation) + un montant fixe annuel.

Ces valeurs sont considérées dans un cas de base.

### 5.2.4.3. Revue de scénarios

L'évaluation d'un projet de power-to-gas repose sur de nombreuses hypothèses économiques (prix du gaz, prix de l'électricité, prix du CO₂) sur lesquelles les auteurs de la présente étude se refusent à faire de prévisions. Les scénarios sont donc comparés sur des hypothèses de prix.

**Précautions Importantes :** Le but de cet exercice est de mettre en évidences les situations dans lesquelles le power-to-gas pourrait ou ne pourrait pas avoir un rôle à jouer, les cas échéant les actions à mener pour rendre cette technologie favorable.

Les auteurs de l'étude ne formulent aucune prédiction sur la valeur des prix de l'électricité, du CO₂ ou du biométhane. Il s'agit ici d'hypothèse de travail.

Les paramètres sont représentés dans le graphique ci-dessous, avec les 'Payback' et les différentiels « REVENUS - COUTS » associés.

<table><caption>Figure 126 - Revue de scénarios 'power to gas' - vue simplifiée (RECORD,2020)</caption><thead><tr><th></th><th></th><th>1</th><th>2</th><th>3</th><th>4</th><th>5</th><th>6</th><th>7</th><th>8</th></tr></thead><tbody><tr><td>CAPEX</td><td>k€</td><td>41 492</td><td>32 000</td><td>32 000</td><td>32 000</td><td>35 500</td><td>32 000</td><td>20 856</td><td>20 856</td></tr><tr><td>REVENUS</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>SNG</td><td>€/MWh</td><td>25</td><td>122</td><td>80</td><td>60</td><td>60</td><td>60</td><td>65</td><td>46</td></tr><tr><td>Chaleur</td><td>€/MWh</td><td>0</td><td>0</td><td>0</td><td>0</td><td>40</td><td>0</td><td>0</td><td>0</td></tr><tr><td>CO2</td><td>€/tCO2</td><td>50</td><td>50</td><td>250</td><td>50</td><td>250</td><td>250</td><td>250</td><td>0</td></tr><tr><td>COUTS</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>Electricité</td><td>€/MWh</td><td>40</td><td>40</td><td>40</td><td>5</td><td>40</td><td>40</td><td>40</td><td>0</td></tr><tr><td>O&M %CAPEX</td><td></td><td>3%</td><td>4%</td><td>4%</td><td>4%</td><td>4%</td><td>4%</td><td>6%</td><td>6%</td></tr><tr><td>Payback</td><td>ans</td><td>-9,18</td><td>7,05</td><td>8,08</td><td>7,36</td><td>10,58</td><td>15,31</td><td>8,16</td><td>6,94</td></tr><tr><td>REVENUS - COUTS</td><td>k€</td><td>-4519,8</td><td>4540</td><td>3958</td><td>4349,2</td><td>3354,8</td><td>2090</td><td>2557</td><td>3006,4</td></tr></tbody></table>

Nota : la valorisation de l'oxygène produit pourrait faire l'objet d'une évaluation permettant potentiellement d'améliorer la rentabilité de l'installation

Le cas n°1 prend en considération des paramètres à un niveau de prix proche de ceux constatés en 2020, à savoir un gaz naturel à environ 25 €/MWhPCS (fourchette haute) et une électricité à en moyenne 40 €/MWh (prix de marché, hors frais d'acheminement), ainsi qu'un prix du CO₂ à 50 €/t. La modélisation réalisée ne trouve pas de rentabilité dans ce schéma.

Nota : Par la suite, on considèrera dans l'étude des CAPEX pour des filières déjà développées (maturité moyenne et confirmée)
**Le cas n°2 considère une baisse de CAPEX et un ajustement par le tarif du SNG.** celui-ci est alors de 122€/MWh. Compte tenu de l'effort sur la dépense publique, ce cas ne parait pas probable.

**Le cas n°3 est une variante du cas n°2.** avec une baisse du tarif du SNG à 80€/MWhPCS mais un soutien pour le CO₂ (à 250€/t), toujours peu probable à court terme.

**Le cas n°4 considère un ajustement par le prix de l'électricité.** Dans ce cas, la valeur nécessaire pour un SNG à 60€/MWh et un soutien CO₂ à 50€/t est de 5€/MWh électrique. Ce cas est également peu probable.

**Le cas 5 considère une situation long-terme** avec un prix du SNG de 60 €/MWh (prix dit 'de convergence' entre gaz fossile et gaz renouvelable), et un prix de l'électricité à 40€/MWh. Dans ces conditions, un prix du carbone de l'ordre de 250€/tCO₂ est nécessaire pour équilibrer l'équation économique. Ce prix en plus du soutien du SNG parait très élevé, donc peu probable.

**En variante, le cas n°6 permet de juger la pertinence d'une revalorisation de la chaleur.** Ici, dans lequel, on met en œuvre une Pompe à Chaleur afin de valoriser les rejets basse températures de l'unité. La productivité en SNG décrit (moins d'électricité disponible), mais avec une revente de la chaleur à 40€/MWh, la rentabilité s'améliore (sous réserve de vendre l'intégralité de la chaleur pendant l'année). Ce cas illustre qu'en considérant les nombreuses pertes énergétiques, une meilleure intégration thermique peut être favorable à un projet de power to gas.

**Le cas n°7 prend en considération une maturité avancée, donc un scénario long-terme.** Dans ces conditions, et le cas échéant avec une amélioration des performances des installations, on peut envisager un modèle économique favorable (CAPEX réduit, SNG à 65€/MWh, soutien CO₂ à 250€/t, prix électricité à 40€/MWh). Les questions du time-to-market et du « parcours » conduisant à une telle amélioration des coûts et des performances restent entières.

**Le cas n°8 considère le point de vue d'un gestionnaire de réseau avec des situations d'excès d'énergie renouvelable ('curtailment')**

Dans ce cas de figure, l'électricité est 'gratuite' (car perdue sinon). Avec les hypothèses retenues de CAPEX (~1000 €/kW), le prix du SNG pour atteindre une rentabilité est de 46€/MWh PCS, ce qui le rend compatible avec les objectifs long termes. Cette situation demeure rare, mais pas inexistante (voir section Potentiel d'Emergence).

### 5.2.4.4. Revue d'un cas d'étude 'volontariste' (cas n° 7)

On étudie un cas volontariste (cas n° 7) pour un CAPEX de 20,85 M€ (pouvant correspondre à un CAPEX plus élevé mais bénéficiant de subventions).

Du point de vue des revenus, ils correspondent d'une part :

* à l'injection de 93,4 GWh PCS de gaz naturel synthétique à un tarif de 65€/MWh ;

* d'un revenu soutien CO₂ (à 250€/tCO₂). Pour l'émetteur de CO₂ initial, ce montant viendrait à s'ajouter aux coûts de capture et transport de CO₂ (raisonnablement de l'ordre de 50 à 100 €/tCO₂ supplémentaire).

Du point de vue des coûts, ils correspondent :

* au coût d'achat d'électricité (au tarif moyen de 40€/MWh) ;

* aux coûts d'exploitation (150k€) et de maintenance (560k€) ;
<table><tr><td>CAPEX</td><td>k€</td><td>20 856</td></tr><tr><td>Payback</td><td>ans</td><td>8,16</td></tr><tr><td>REVENUS - COUTS</td><td>k€</td><td>2557</td></tr><tr><td>%</td><td></td><td>25%</td></tr><tr><td></td><td></td><td>7</td></tr></table>

<table><caption>Figure 127 - Etude d'un cas 'volontariste' : power-to-gas (RECORD,2020)</caption><thead><tr><th>TOTAL REVENUS</th><th>k€</th><th>10247</th><th>TOTAL COUTS</th><th>k€</th><th>7690</th></tr></thead><tbody><tr><td><strong>Injection</strong></td><td></td><td></td><td><strong>COUTS</strong></td><td></td><td></td></tr><tr><td>Puissance</td><td>kW</td><td>11675</td><td>Electricité</td><td>Puissance</td><td>20 000</td></tr><tr><td>Energie</td><td>GWh</td><td>93,4</td><td>Energie</td><td>GWh</td><td>160</td></tr><tr><td>Tarif</td><td>€/MWh</td><td>65</td><td>Electricité</td><td>Tarif</td><td>40</td></tr><tr><td>Rev_injection</td><td>k€</td><td>6071</td><td>Coût_elec</td><td>k€</td><td>6400</td></tr><tr><td><strong>Revenus Chaleur</strong></td><td></td><td></td><td>Exploitation</td><td>Coût exploitation</td><td>460</td></tr><tr><td>Puissance</td><td>kW</td><td>5875</td><td>Maintenance</td><td>% Inv_Electrolyseur</td><td>4%</td></tr><tr><td>Energie</td><td>GWh</td><td>47</td><td>Coût_Electrolyseur</td><td>k€</td><td>480</td></tr><tr><td>Tarif</td><td>€/MWh</td><td>0</td><td>% Inv_Methanateur</td><td>%</td><td>4%</td></tr><tr><td>Revchaleur</td><td>k€</td><td>0</td><td>Coût_Methanateur</td><td>k€</td><td>200</td></tr><tr><td><strong>Revenus CO2</strong></td><td></td><td></td><td>Divers</td><td>k€</td><td>150</td></tr><tr><td>Tonnage</td><td>tCO2</td><td>16704</td><td>Maintenance</td><td>k€</td><td>830</td></tr><tr><td>Tarif</td><td>€/tCO2</td><td>250</td><td>O&M %CAPEX</td><td></td><td>6%</td></tr><tr><td>Rev_CO2</td><td>k€</td><td>4176</td><td></td><td></td><td></td></tr></tbody></table>

Ce cas de figure est volontariste vis-à-vis des CAPEX et des revenus issus du CO₂, mais réaliste pour les prix de gaz et d'électricité.

On notera que les revenus du CO₂ correspondent à plus de la moitié des revenus de l'installation. Une telle hypothèse ne parait pas en phase avec les moteurs de la méthanation à l'heure actuelle.

### 5.2.4.5. Etude de sensibilité des paramètres

Le graphique ci-contre indique pour le cas n°5 ci-dessus la sensibilité des différents paramètres.
<figure><img src="image_150.png" /><figcaption>Figure 128 - Analyse Tornade du cas PTG N°5 (CAPEX à 1042€/kWe et SNG à 65€/MWh), (RECORD,2020)</figcaption></figure>

Lecture : Pour les paramètres retenus, le coût de l'électricité est le facteur le plus impactant du plan d'affaire.

Si le coût de l'électricité augmente de 30% (passant de 40 à 40*[1+30%] = 52 €/MWh), alors le Payback est dégradé de 301%, passant de 8,2 ans à 8,2*[1 - (-301%)] ~ 32,7ans

On notera que le tarif chaleur n'est pas représenté dans le graphique (l'hypothèse de base étant l'absence de valorisation). Compte tenu d'une revente potentielle de 47 GWh thermique, pour un tarif de 10€/MWh, le revenu est de l'ordre de 470 k€/an. Une bonne intégration thermique peut servir à améliorer la profitabilité d'un projet, mais ne constitue pas un paramètre significatif du point de vue du potentiel d'émergence de la technologie.

### 5.2.5. Discussion

L'analyse de ce cas de figure permet de dresser plusieurs constats :

#### 5.2.5.1. Arguments en faveur du power-to-gas par méthanation biologique (Opportunités)

* **Il existe des cas d'applications à large échelle du power-to-gas sous conditions**

Ces conditions sont des CAPEX faibles (typiquement de l'ordre de 1 000 €/kWe) et des niveaux de prix CO₂, SNG, électricité favorables.

Ces niveaux de prix sont plausibles à moyen long terme. Toutefois, il est nécessaire de pouvoir construire un 'chemin' permettant de développer la filière (hors marché) durant cette durée.

* **La baisse des CAPEX est une condition nécessaire de la diffusion de la technologie à long terme, hors niche**
Cette baisse est envisageable dans le cas d'une industrialisation massive (standardisation, hausse des volumes, aménagements des modalités de projets). Elle devra probablement être soutenue pendant un temps certain.

* **L'amélioration des performances technologiques est possible**

Concernant la méthanation, les améliorations attendues porteront essentiellement sur les CAPEX (augmentation de la productivité en vol/vol/jour) et OPEX (réduction des coûts d'exploitation, de maintenance et de la consommation électrique). Hormis l'optimisation de la consommation électrique (agitation), il n'existe pas à notre connaissance de démarche en faveur de l'amélioration des rendements, ceux-ci étant au maximum théorique de la réaction de méthanation. D'autres routes technologiques seraient à envisager.

Concernant le volet Electrolyse, on peut attendre un gain significatif par l'utilisation d'électrolyse haute température de type SOEC, à la fois sur les rendements de conversion et sur la possibilité d'utiliser des ressources non électriques (vapeur) pour augmenter la production.

* **L'intégration thermique est un facteur améliorant la rentabilité des projets**

Quand près de 60% de l'énergie entrante est rejetée sous forme de chaleur à ~50°C, il semble pertinent de valoriser cette énergie thermique (pompe à chaleur, préchauffage industriel).

Par ailleurs, il pourrait être pertinent de s'intéresser à la valorisation de l'oxygène produit (non considéré dans la présente étude).

* **La production de SNG par power-to-gas peut permettre de satisfaire les attentes du marché de la mobilité.**

Le GNV d'origine renouvelable est un bon candidat pour dé-carboner les véhicules, car les coûts d'équipements sont relativement faibles par rapport aux véhicules à hydrogène, pour un service rendu similaire (que ne peut pas toujours offrir un véhicule électrique).

Les carburants étant aujourd'hui fortement taxés, certains acteurs entrevoient une possibilité de développement du bioGNV de synthèse à un prix de marché compétitif avec les carburants.

Cette approche est d'autant plus plausible que les quantités de biométhane projetés ne permettent pas de couvrir les besoins de mobilité futurs dans le cas du scénario de développement du GNV.

### 5.2.5.2. Freins au développement du power-to-gas par méthanation biologique

* **L'atteinte d'un cas de plan d'affaire 'rentable' parait fortement liée à des conditions économiques non-existantes à ce jour**

En particulier, en absence de rémunération du CO₂, il semble difficile de produire un SNG à un coût « compétitif » avec d'autres vecteurs dé-carbonés comme le biométhane. Hors les niveaux de prix du CO₂ nous paraissent élevés, et difficilement compatibles avec les montants en cours pour une taxe carbone.

* **La dégradation du potentiel énergétique et exergétique demeure significative**

La conversion de 20 MWe électrique donne une puissance gaz d'environ 11,5 MWPCS. Si des progrès techniques sont envisageables (rendement des électrolyseurs notamment), il demeure que le power-to-gas par méthanation s'annonce comme une solution faiblement efficace : quelques soient les niveaux de prix disponibles, il faudra produire beaucoup d'énergie renouvelable pour la valoriser en méthanation.

* **La méthanation (et en particulier la méthanation biologique) s'impose difficilement comme une solution de référence pour résoudre un problème unique identifié.**

Que ce soit la réalisation d'un nouveau réseau électrique ou l'injection de H₂ en direct dans les réseaux gaziers ou encore la valorisation du CO₂, il existe toujours une autre solution à étudier en priorité pour résoudre un problème donné.
### 5.2.5.3. Analyse

Il est vraisemblable de voir émerger des projets commerciaux de power-to-gas tel que celui décrit dans des conditions spécifiques d'abord de 'niche' puis hors niche, et sous réserve d'un accompagnement des pouvoirs publics, justifié pour d'autres considérations que la production de gaz renouvelable à un prix de marché.

La méthanation biologique peut participer à l'émergence de ces projets, préférentiellement avec une réduction forte des CAPEX (donc des puissances importantes) et avec une prise en compte de la valeur de la méthanation en tant qu'usage de CO₂ (et une rémunération associée).

Toutefois, compte tenus des freins existants, il semble que l'émergence de la méthanation biologique prenne du temps avant d'acquérir une maturité commerciale.

On notera que les arguments présentés ci-dessus ne permettent pas à ce stade de distinguer fortement la méthanation biologique de la méthanation catalytique.
# 6. Potentiel d'émergence

## 6.1. Quelques rappels sur la méthanation biologique

### 6.1.1. Autres filières de méthanation

La méthanation peut être réalisée par différentes technologies. Outre la méthanation biologique, on distingue la filière de méthanation dite catalytique plus ancienne et qui elle-même comprend plusieurs sous-divisions.

En méthanation catalytique, la conversion se fait dans un réacteur dédié, en présence de catalyseur, en phase gazeuse et à haute température (vers entre 250 et 400°C). Les principaux enjeux sont :

- la durée de vie du catalyseur :

- le refroidissement ;

- les coûts ;

> Dans une certaine famille de réacteurs, ces derniers sont de type tubes et calandre, le réacteur comprend une nappe de tubes d'un diamètre de quelques centimètres remplis de catalyseur, et l'ensemble fonctionne à quelques bars. Le contrôle thermique est réalisé par circulation d'eau (vapeur) ou de sels fondus. La durée de vie du catalyseur peut ne pas excéder 1an et celui-ci peut être très sensible à certaines impuretés.

> Dans d'autres familles de réacteurs, dit millistructurés, le contrôle thermique est amélioré peut être réalisé par un vecteur classique (de type huile minérale), à une température plus faible (250 à 300°C). La durée de désactivation du capteur est supérieure. En France, cette technologie est portée par Khimod (groupe ALCEN) et testée sur le projet Jupiter 1000. Elle est plus mature que la méthanation biologique, mais moins mature que la méthanation catalytique isotherme conventionnelle.

<figure><img src="image_151.png" /><figcaption>Figure 129 - Vue d'un réacteur millistructuré (source khimod)</figcaption></figure>

Comparativement, la méthanation biologique se distingue par les caractéristiques suivantes

#### FORCES

> La méthanation biologique se déroule à basse température :

> Elle est plus robuste aux impuretés, donc nécessite moins de pré-traitement et permet une durée de fonctionnement continue plus longue ;

> Son contrôle (et en particulier thermique) est plus souple ;

> L'énergie nécessaire est moindre car l'eau reste en phase liquide ;

> Elle peut fonctionner en régime variable sur des périodes courtes (arrêts fréquents et démarrages rapides)
## FAIBLESSES

> la chaleur perdue est à relativement basse température (50°C) et à moins de valeur ;

> la densité énergétique volumique est plus faible, donc les unités sont plus grandes et leur montée en taille (scale-up) est moins évident ;

> elle nécessite des compétences croisées (génie des procédés/biologie) ;

> les CAPEX sont supérieurs en méthanation biologique ;

> les dépenses électriques (agitation) sont supérieures ;

> elle est moins mature d'un point de vue technologique (il y a moins de références)

> elle n'est pas prévue pour fonctionner de manière saisonnière (3000h en hiver par exemple).

A la date de rédaction de ce rapport, l'avantage significatif de la méthanation biologique semble être sa capacité à accepter des impuretés. D'après ses promoteurs, elle pourrait être compétitive du point de vue des CAPEX avec la méthanation catalytique dans les fortes puissances (mais cette promesse n'est pas étayée aujourd'hui). Toutefois des évolutions sont à attendre pour chacune de ces filières.

### 6.1.2. Propositions de valeur et enjeux pour la méthanation biologique

La diffusion d'une technologie dépend de son adoption par des utilisateurs. Le terme 'produit' est souvent utilisé pour présenter la mise en forme d'une technologie, en mettant l'accent sur une certaine fonctionnalité de la technologie.

Pour identifier ces fonctionnalités ou propositions de valeur, on rappelle l'équation de base de la méthanation ci-dessous :

<figure><img src="image_152.png" /><figcaption>Figure 130 - Représentation de l'équation bilan de la méthanation (RECORD,2020)</figcaption></figure>

Les propositions de valeur principales de la méthanation sont présentées ci-dessous :

1. Valoriser du CO2 excédentaire;

* Il s'agit ici d'une voie de valorisation de CO2 dans une démarche CCUS, pour éviter une émission de CO2 ;

2. Epurer un flux de gaz en CO2;

* On considère l'action de retirer à un flux de gaz du CO2, par exemple dans le cas de l'épuration de biogaz ;

3. Intégrer des énergies renouvelables fluctuantes dans les réseaux (caractère fluctuant / stockage);

* Via la transformation de l'électricité en Hydrogène dans un électrolyseur, l'hydrogène pouvant être stocké selon des modalités complémentaires que l'électricité elle-même ;

* Le point de vue adopté ici est celui d'un producteur d'énergie

4. Mieux acheminer l'énergie / Décongestionner les réseaux électriques (congestion);

* L'usage ici est de transporter du gaz plutôt que de l'électricité.

* Le point de vue adopté ici est celui d'un gestionnaire de réseaux.

5. Valoriser du H₂ (et par extension, valoriser de l'énergie électrique excédentaire);

6. Epurer un flux de gaz en H₂;

7. Décarboner les usages des réseaux de gaz (point de vue réseau);

8. Produire du méthane à bas contenu CO₂ (en local, point de vue utilisateur);
Autres propositions de valeurs (non retenues) :

9. Purifier un flux de gaz (extraction d'impuretés de type CO₂):

○ Certains procédés (par exemple la distillation cryogénique des gaz) peuvent avoir besoin d'une teneur en CO₂ très faible (typiquement inférieure à 0,01%). Sur la base de nos échanges avec des acteurs de la méthanation, on envisage à ce jour une purification de l'ordre de 0,1% pour la méthanation biologique ;

○ Une telle opération nécessiterait de rajouter du H₂ dans le mélange CH₄ + CO₂. Cela pourrait toutefois être acceptable dans certaines conditions (seul, le H₂ se liquéfie à une température plus faible que le CH₄, mais l'impact sur les conditions de mélange peut être non nul).

10. Purifier un flux de gaz (extraction d'impuretés de type H₂);

○ Une telle opération nécessiterait de rajouter du CO₂ dans le mélange CH₄ + H₂.

11. Produire de l'eau :

○ A ce stade, nous n'avons pas trouvé d'application pour cet usage (l'hydrogène étant généralement produit à partir d'eau en local) ;

12. Produire de la chaleur

○ Il s'agit ici essentiellement d'un coproduit pouvant être valorisé;

## 6.1.3. Filières 'concurrentes'

### 6.1.3.1. Comparaison usage / filière

Pour les 7 propositions de valeur retenues, on identifie 10 filières « concurrentes » à la méthanation biologique. Le caractère concurrent s'apprécie pour les usages considérés.

1. Gaz naturel

2. Injection de Biométhane

3. Injection de hydrogène

4. Méthanation catalytique

5. Méthanolation

6. Monoxyde de carbone

7. Electrification

8. Stockage d'électricité

9. Aménagement des réseaux électriques

10. Epuration de gaz

Le croisement des usages et des filières concurrentes donne le graphique ci-dessous.

<figure><img src="image_153.png" /><figcaption>Figure 131 - Matrice usage vs compétition (RECORD,2020)</figcaption></figure>
### Lecture

En vert pale, les domaines où la concurrence est jugée équilibrée.

En jaune, les domaines où la concurrence est à la défaveur de la méthanation biologique.

Plusieurs points de ce tableau nécessitent une clarification :

### 6.1.3.2. Méthanation vs autres voies de valorisation du CO2

#### Usage « Valoriser du CO2 excédentaire »

(1) La méthanation (dont méthanation biologique) est vue comme une voie assez énergivore et intensive en capital pour transformer le CO₂ en un autre produit utilisable (ici CH₄). Dans les filières CCUS, elle peut être comparée à d'autres filières telles que :

* à la voie monoxyde de carbone ou ;

* à la voie méthanolation (pour produire du méthanol, liquide),

* ou à la voie Gas To Liquid (Fischer Tropsch ou procédé fonctionnant sur base CO₂ directement);

plutôt de manière défavorable à la méthanation du point de vue plusieurs acteurs industriels contactés durant l'étude (grands gaziers, grand pétrolier).

<figure><img src="image_154.png" /><figcaption>Figure 132 - Diagramme des possibilités de transformation du CO2, d'après présentation T.CANTAT<fnref n="47" /> (CEA)</figcaption></figure>

### Lecture :

Le CO2 peut être transformé en différentes espèces, soit via une approche de fonctionnalisation (nouvelle liaison), soit via une approche de d'état d'oxydation. Le méthane CH4 en haut à gauche du graphique correspond à un état d'oxydation élevée (dépense énergétique élevée) avec peu de fonctionnalités chimiques, donc un produit de base à faible valeur ajoutée pour des volumes importants.

Nota : Le monoxyde de carbone CO a un état d'oxydation du carbone +II.

Un avantage clé de la méthanation toutefois est sa capacité à pouvoir offrir une solution pour des unités de taille moyenne, qui si elles sont connectées aux réseaux de gaz, bénéficient d'une chaîne logistique déjà en place pour distribuer le produit (ici CH₄).

<footnote n="47">⁴⁷ cité par T.CANTAT, CEA, 2014 "CO2 RECYCLING, A DIAGONAL APPROACH", http://www.fondation-tuck.fr/upload/docs/application/pdf/2014-12/presentation-t-cantat.pdf consulté le 20 Juillet 2020</footnote>
### 6.1.3.3. Méthanation vs Epuration

#### Usage « Epurer un flux de gaz en CO₂ »

(2) Comme indiqué dans le cadre de l'étude de faisabilité, l'épuration classique (membrane, PSA) apparait comme une solution plus fonctionnelle (moins chère, plus robuste) pour épurer un biogaz en CO₂.

Toutefois, la méthanation pourrait permettre de valoriser ce CO₂ pour produire plus de gaz renouvelable, mais à des coûts potentiellement élevés.

La méthanation in-situ, bien que non mature et peu développée, reste une piste de recherche intéressante, pour une pré-épuration partielle.

### 6.1.3.4. Méthanation vs Injection de H₂ dans les réseaux

#### Usages « Intégrer des énergies renouvelables dans les réseaux » et « Mieux acheminer l'énergie renouvelable »

(3) L'injection de H₂ dans les réseaux existant est possible théoriquement à hauteur de 6% vol en France, ce pourcentage étant amené à être augmenté progressivement à 10% puis à 20%.

Sauf contre-indication, l'injection de H₂ dans les réseaux sera réalisée de manière prioritaire par rapport à la méthanation (moins cher, moins énergivore, plus simple), et cela jusqu'à l'atteinte des seuils d'injection.

Toutefois, sur des cas particuliers, l'injection de H₂ pourrait ne pas être envisageable (clients sensibles, ouvrages spéciaux sur le réseau).

En particulier, l'injection de H₂ peut poser des problèmes de files d'attente : le taux de H₂ max est un taux aval qui impact l'ensemble (amont y compris) d'une ligne du réseau. S'il est atteint en un point, la connexion d'autres producteurs en amont de cette ligne peut être complexe.

Dans ce cas la méthanation peut être une solution pertinente pour intégrer des ENR aux réseaux. L'évaluation de ces cas particuliers est encore mal documentée (à voir avec les gestionnaires de réseaux, dans le cadre d'étude d'injection).

(5), (7) La méthanation permet d'exploiter le potentiel complet des réseaux de gaz existants, sans modification majeure de ces derniers, mais avec des investissements. Au-delà de 20% en vol de H₂, il sera à priori nécessaire de construire un nouveau réseau de H₂ ou d'adapter un réseau existant au 100% H₂ ce qui est possible, mais doit nécessiter une infrastructure dédiée.

(9) Certains usages du gaz naturel (CH₄) se font sur la base de la molécule CH₄ et pas uniquement de son pouvoir énergétique. Un gaz de réseau riche en H₂ peut ne pas être compatible avec certains usages actuels du CH₄, en particulier dans la chimie.

### 6.1.3.5. Méthanation vs amélioration des réseaux électriques

#### Usages « Intégrer des énergies renouvelables dans les réseaux » & « mieux acheminer l'électricité renouvelable »

(4) Il est généralement plus simple de déployer un réseau électrique pour connecter un producteur électrique. Toutefois, dans certains cas de figure, l'électricité disponible à un endroit ne peut être acheminée et de l'énergie renouvelable est perdue dans le cadre d'un mécanisme d'adaptation du réseau (« curtailment » ou abattement).

Ainsi, dans certains cas de figure il peut être coûteux voire impossible de tirer des lignes électriques. Par ailleurs, les réseaux de gaz permettent d'acheminer à un coût plus faible et avec une capacité instantanée plus importante<fnref n="48" />.

<footnote n="48">⁴⁸ Il existe toutefois des congestions sur les réseaux de distribution de gaz, notamment dans les zones à fort potentiel de biométhane mais faibles consommations industrielles, ces congestions étant favorisées à certaines périodes de l'année. Il existe des solutions pour réduire l'impact des congestions, tels que les postes de rebours, mais nécessitant eux-aussi des investissements et des coûts d'exploitation.</footnote>
<figure><img src="image_155.png" /><figcaption>Figure 133 - Comparaison de projets électriques et gaziers Source Coenen, 2013, citant Gasunie</figcaption></figure>

A titre de complément, le rapport « conditions techniques et économiques de l'injection d'hydrogène dans les réseaux. (auteurs gestionnaires de réseaux gaziers français, Juin 2019) mentionne que la puissance délivrée au pic de l'hiver à la frontière Franco/allemande au point frontière Obergailbach est de 25GW en gaz, alors que la capacité d'échange est de 1,6 GW en électrique

Par ailleurs, il peut être pertinent d'utiliser un réseau gazier existant plutôt que de construire de nouvelles lignes électriques.

Certains acteurs (Arkolia, projet Solarzac<fnref n="49" /> option 3) envisagent la méthanation comme un débouché de l'énergie renouvelable dans des zones congestionnées.

### 6.1.3.6. Méthanation vs stockage électrique

*Usages « valoriser de l'énergie renouvelable intermittente »*

(6) Les batteries connaissent un fort développement permettant une réduction significative des coûts.

La valorisation de l'énergie renouvelable intermittente (électrique en particulier) par la méthanation peut constituer un cas d'usage, mais qui parait difficilement compétitif seul par rapport à un projet batterie. Par ailleurs de nombreux développements de moyens de stockage d'électricité, voire de l'électrification sont en cours et devraient limiter les excédents d'électricité sur les réseaux.

Cet usage de valorisation peut néanmoins être pertinent en complément d'autres usages prédominants.

### 6.1.3.7. Méthanation vs biométhane

*Usages « Décarboner les réseaux de gaz » et « Produire du CH4 à bas contenu CO2 »*

(8) Le biométhane est un vecteur désormais reconnu pour dé-carboner les usages des réseaux de gaz. Bien qu'à un coût encore élevé (par rapport au gaz naturel fossile), il est aujourd'hui nettement moins cher que le méthane de synthèse et son développement correspond à une logique d'aménagement territorial propre.

Si les 2 vecteurs ne sont pas incompatibles, l'avènement du gaz naturel de synthèse (SNG) issu de méthanisation ne peut pas s'envisager pleinement tant que le potentiel de développement du biométhane n'est pas encore fortement atteint. En d'autres termes, il est plus simple et moins cher de produire du biométhane que du SNG, donc le temps du SNG pour décarboner les usages de réseaux de gaz viendra probablement « après » l'épuisement des potentiels en biométhane.

<footnote n="49">⁴⁹ A voir sur : https://www.solarzac.fr/les-3-scenarios-envisages/ (consulté le 1er Aout 2020)</footnote>
### 6.1.3.8. Méthanation vs gaz naturel fossile

(0) Il convient de rappeler que le gaz naturel est une ressource amplement disponible, entrainant des baisses d'émissions de CO₂ par rapport à la matrice énergétique dominante dans de nombreux pays (mais non neutre en CO₂) et à un prix relativement faible (de 12 à 20 €/MWh PCS). Certes, en France et en Europe, le gaz naturel est très majoritairement importé, mais il est possible de bénéficier d'un approvisionnement diversifié et de capacité de stockage, afin d'assurer la sécurité énergétique.

Une fois produit, il n'existe pas de différence forte entre le gaz naturel (qualité réseau) et le SNG. Par analogie avec l'électricité (renouvelable vs non- renouvelable), c'est d'abord via la promesse d'une baisse de prix drastique que les technologies ont été industrialisées (dans le cadre de tarif d' achat). C'est ensuite par l'atteinte de la « parité réseau » (compétitivité prix entre l'électricité renouvelable et l'électricité classique) que la dynamique se poursuit.

Ainsi, il parait peu probable que les conditions d'un SNG naturellement compétitif avec le gaz naturel soient atteignables à moyen / long terme, limitant le potentiel d'émergence de ce vecteur.

### 6.1.3.9. Cas de la filière « pyro-méthanation »

Dans cette filière dont l'objectif est de produire du biométhane, la gazéification de biomasse sèche produit un gaz riche en CO, H₂ et CO₂ qui est purifié (notamment de ses goudrons) puis injecté dans un réacteur de méthanation (puis épuré de manière complémentaire).

Ce gaz peut être assimilé à du biométhane de 2ème génération, si son origine est entièrement biogénique (cas de la biomasse, mais pas du déchet).

<figure><img src="image_156.png" /><figcaption>Figure 134 – Procédé de production de biométhane à partir de biomasse sèche par gazéification et méthanation Source projet GAYA, engie</figcaption></figure>

Dans le cadre de cette filière, la méthanation biologique pourrait être en compétition avec la méthanation catalytique.

Au-delà sujets de coûts et rendement, les enjeux portent sur la capacité de la méthanation biologique:

* à accepter des entrants plus variables (d'où une épuration moindre) ;

* à accepter du CO en quantité variable sans pour autant que celui-ci ait un rôle inhibiteur;

* à produire un gaz contenant moins d'impureté (d'où un post-traitement moindre) ;

### 6.1.4. Tendances

Sur les secteurs concernés par la méthanation, nous avons relevé plusieurs tendances susceptibles d'impacter fortement le secteur :
<figure><img src="image_157.png" /><figcaption>Figure 135 - Tendances sur les vecteurs considérés, (RECORD,2020)</figcaption></figure>

#### 6.1.4.1. Gaz naturel

##### o Tendance n°1 : Montée en puissance du gaz naturel au niveau mondial

Du fait de prix faibles du gaz naturel et de niveaux d'émissions de CO₂ plus faible que pour le charbon ou le pétrole, on peut prévoir un maintien ou un développement du gaz comme source d'énergie au niveau mondial.

<figure><img src="image_158.png" /><figcaption>Figure 136 - Evolution de la consommation du gaz naturel au niveau mondial, source IEA, 2019</figcaption></figure>

##### o Tendance n° 2 : Réduction du gaz naturel (Europe)

Dans une perspective de décarbonation et de recherche d'indépendance énergétique, les acteurs du gaz naturel prévoient en Europe une baisse de la consommation. En France, cette baisse est également confirmée par la programmation pluriannuelle de l'énergie.
Gas remains important part of the Dutch energy supply,
but volumes will decline

<figure><img src="image_159.png" /></figure>

<figure><img src="image_160.png" /><figcaption>Figure 137 - Source vision pour le réseau de gaz Hollandais, H. Coenen pour GreenGas initiative, 2016,</figcaption></figure>

6.1.4.2. Biométhane

o Tendance n°3 : Montée en puissance du biométhane (Europe)

Comme présenté au paragraphe II. Etat de l'art succinct de la méthanisation, il existe aujourd'hui un
fort engouement pour la filière biométhane et plus généralement les gaz renouvelables.

o Tendance n°4 : Demande en BioGNV

Une forte demande en BioGNV (en compétition avec les carburants fossiles) peut modifier les équilibres de prix et financer autrement que par des tarifs de rachat la montée en puissance du biométhane

6.1.4.3. Hydrogène

o Tendance n°5 : Développement de l'hydrogène en tant que vecteur énergétique

Annoncé depuis plusieurs décennies, l'hydrogène en tant que vecteur énergétique émerge comme une tendance forte sous l'effet de différentes tendances, dont la baisse des coûts des énergies renouvelables, la recherche de nouveau vecteur non-électrique (pour la mobilité), et accélérer par les plans de relances prévus pour 2020 – 2025.

6.1.4.4. Energies renouvelables électriques

o **Tendance 6 : Baisse des coûts et augmentation des volumes en énergies renouvelables (intermittentes)**

Cette tendance forte entraîne une modification des réseaux électriques et des besoins d'usage.
La notion « d'électricité à un prix négatif » devient significative, mais uniquement quelques heures par
an.

o **Tendance 7 : Développement de centrales de forte puissance intermittentes et isolées**

La production d'énergie centralisée et éloignée des usages n'est pas nouvelle, mais il s'agit ici d'intégrer des sources décarbonées de types intermittentes, en particulier éolien offshore ou solaire PV, pour des prix attendus très faibles.

Les enjeux de raccordements et de choix de vecteurs sont très importants pour ces projets futurs.
#### 6.1.4.5. CO2

##### Tendance 8 : Politiques en faveur de la réduction des émissions de CO2

Il s'agit d'une tendance vouée à être accentuée dans les prochaines décennies. L'électrification des procédés fait partie (en France) des pistes de réduction de CO2.

##### Tendance 9 : Emergence d'une filière CCUS

Avec l'annonce de plusieurs projets de grande ampleur et l'engagement de certains acteurs majeurs du secteur de l'énergie, on constate l'émergence d'une filière de capture de CO2 / logistique / séquestration, en Europe ou USA<fnref n="50" /> ainsi qu'un volet « Utilisation » potentiellement conséquent.

Le lecteur pourra se reporter aux éléments suivants :

* investissement annoncé de TOTAL au côté de Shell et Equinor dans le projet Northern Light<fnref n="51" /> (1,5 Mt/an)

* projet Porthos<fnref n="52" /> à Rotterdam, pour capter, transporter et séquestrer les émissions de CO2 des industries autour du port de Rotterdam, un projet impliquant notamment EBN, Gasunie, ExxonMobil, Shell, Air Liquide et Air Products

On rappellera que le potentiel des technologies de Capture et Séquestration du CO2 en France est considéré comme limité.

#### 6.1.4.6. Divers

En France, la Programmation pluriannuelle de l'Energie (version 2020) définie les orientations du pays en matière de planification énergétique.

Parmi les tendances, on retiendra concernant la méthanation biologique :

* Des mesures pour étudier les retours d'expérience d'installation de type pyro-méthanation (page 106)

* Un besoin en power-to-gas à grande échelle vraisemblablement pas avant 2035, (page 108)

* 10 à 100 MWe de démonstrateur de « power to gas » à l'horizon 2028, (page 109)

## 6.2. Etude des marchés

Cette partie vise à faire ressortir différentes opportunités de marché, c'est-à-dire les couples (Client, Application), également appelés segments de marchés, puis à étudier les caractéristiques de ces opportunités.

<footnote n="50">⁵⁰ aux USA, le développement du CCS est plus développé, notamment dans le cadre des activités d'amélioration de la productivité des puits pétroliers (EOR) bénéficiant de crédit d'impôt appelé 45Q.</footnote>

<footnote n="51">⁵¹ https://www.ep.total.com/fr/innovations/recherche-developpement/total-investit-massivement-dans-le-ccus-carbon-capture</footnote>

<footnote n="52">⁵² https://www.porthosco2.nl/en/news/</footnote>
## 6.2.1. Segmentation

### 6.2.1.1. Vue générale

<figure><img src="image_161.png" /><figcaption>Figure 138 – Revue des segments de marchés pour la méthanation biologique (RECORD,2020)</figcaption></figure>
### 6.2.1.2. Segment « Produire du gaz renouvelable »

La figure ci-dessous détaille les segments de marchés identifiés :

<figure><img src="image_162.png" /><figcaption>Figure 139 - Vue annotée des sous-segments de "produire du gaz renouvelable", (RECORD,2020)</figcaption></figure>

> **Produire du gaz renouvelable par méthanation de syngaz** apparaît comme un segment pertinent, car la méthanisation biologique y dispose d'avantages spécifiques : elle peut permettre d'améliorer les taux de disponibilité et réduire les coûts d'exploitation ainsi que les CAPEX liés à la purification des gaz. Les tailles d'installation (quelques MW à quelques dizaines de MW sont compatibles avec le développement de la filière. Toutefois, la maturité technologique de cette filière est encore à explorer.

Le besoin long terme peut être significatif (en prenant en compte la disponibilité de matière première d'une part et les besoins en gaz renouvelable d'autre part), mais l'horizon d'émergence de cette filière est encore inconnu. En France, la PPE prévoit des démonstrateurs et l'opportunité de réfléchir à des appels d'offres.

Sur ce segment, les Clients sont des Constructeurs d'unité de gazéification de biomasse pour la production de biométhane. Les Utilisateurs sont en revanche les exploitants.

A noter que cette filière est dans la plupart des cas sans injection de H₂, et donc hors du cadre principal de cette étude.

> **La méthanation IN-SITU** pourrait constituer un segment pertinent sous certaines conditions. L'épuration du CO₂ demeurerait nécessaire par la suite, donc le potentiel de réduction de coûts est marginal pour la filière biométhane.

En revanche, cette voie, si maitrisée technologiquement pourrait permettre d'augmenter les quantités de gaz renouvelables (5, 10%, plus ?).

Dans le cas où le bioCO₂ issue des unités de méthanisation ne disposait plus d'exutoire et qu'il devenait nécessaire de le traiter comme un déchet, cette voie permettrait de réduire la charge affectée à ce poste en diminuant les quantités de bioCO₂ (sans probablement les supprimer entièrement).

Toutefois à l'heure actuelle, le bioCO₂ représente une valorisation potentielle, mais n'est pas envisageable sur tous les sites (pour des problèmes de CAPEX et de coûts fixes sur les petites unités, ainsi que de débouchés locaux suffisamment conséquents).

Sur ce segment, les Clients et Utilisateurs sont les exploitants de méthaniseurs (agricoles ou territoriaux).

> **La demande en BioGNV de synthèse** peut constituer un appel fort pour da production de gaz renouvelable. Dans cette optique, la demande en gaz renouvelable est tirée par la consommation de GNV, elle-même motivée par le marché de la mobilité, entrainant une hausse du prix des garanties d'origine. Compte tenu des niveaux de prix, on peut penser que la demande sera d'abord de type
biométhane (méthanisation) puis biométhane 2G (de pyrogazéification) et enfin gaz de synthèse, mais le différentiel de coût entre carburant fossile taxé et bioGNV non taxé est intéressant.

## Nota sur les autres segments :

- Suite aux études de cas réalisées, la méthanisation en voie EX-SITU semble difficilement viable économiquement.

- Le cas des ISDND<fnref n="53" /> pourrait s'avérer plus favorable (grâce aux économies d'échelles d'une part, et à la difficulté à valoriser le bioCO₂ d'autre part), mais le modèle économique est encore incertain compte tenu tant des CAPEX que des coûts d'énergies électriques élevés pour produire le H₂.

- Comme vu au paragraphe Etude de faisabilité / power to gas, il est difficile de concevoir un scénario dans lequel produire du SNG pour des raisons économiques constitue la finalité d'un tel projet. Les autres éventualités sont regardées dans le cas Power-to-gas.

### 6.2.1.3. Segment Power-to-gas

Potentiel réel dans les projets de fortes puissances, avec des obligations d'incorporations de ENR.

-Ex: Déséquilibre Nord/Sud Allemand, Export de ENR par le Danemark ou le Portugal

La condition d'un réseau de gaz existant semble essentielle (un réseau H2 dédié peut être une variante compétitive)

- Des cas en faibles puissances sont plausibles également (plus adaptés à la méthanisation biologique mais le nombre de cas est inconnu).

Quand les conditions sont favorables au CH4 et pas au H2

Quand le taux de H2 max en local est atteint;

Présence d'ouvrages sensibles

L'aux max de 20% atteint mais sans justifier un projet annuel important

<figure><img src="image_163.png" /></figure>

Combien de cas concrets ?

Potentiel complémentaire voire marginal vs les autres moyens de stockage

<caption>Figure 140- Vue annotée des sous-segments de 'power-to-gas' (RECORD,2020)</caption>

> Décongestionnement de réseaux électriques quand il n'est pas possible de tirer des lignes électriques & quand les réseaux de gaz sont présents & quand les conditions sont favorables à au CH4 et pas au H2 : Ce segment regroupe plusieurs cas de figure :

- l'acheminement de grands projets de production d'énergie renouvelable à des coûts très compétitifs vers les centres de consommation, de type international ou intranational ;

- l'acheminement d'énergie renouvelable de zones rurales vers les centres de consommation (transferts interrégionaux, voire interdépartementaux) ;

A ce jour, c'est l'un des segments le plus pertinent pour la méthanation (et par extension la méthanation biologique). Toutefois la visibilité sur les cas d'usage est encore faible, en particulier car elle nécessite une

<footnote n="53">⁵³ ISDND = Installation de Stockage de Déchets Non Dangereux</footnote>
coopération multi-acteurs (économie pour les réseaux électriques reportée sur un usage des réseaux de gaz). Les données sont peu disponibles à l'heure actuelle.

De part, la configuration du réseau électrique en Europe et la dynamique de développement des énergies renouvelables, il est possible que le marché soit essentiellement à l'export.

> **Gestion de l'intermittence des réseaux électriques par transformation de l'énergie électrique excédentaire en H2 & quand les conditions sont favorables à au CH4 et pas au H2 :**

Il existe beaucoup de freins à l'utilisation de la méthanation comme vecteur de flexibilité des réseaux électriques. D'une part, parce qu'il existe des moyens « électriques » de gérer cette problématique (au premier rang desquelles les stockages d'électricité par batteries électrochimiques ou la gestion de la demande, ainsi que de nombreux moyens en cours de développement (stockage dans les batteries des véhicules électriques, power-to-X). D'autre part parce que dans le cadre de la filière power-to-gas, le potentiel de transformer de l'électricité excédentaire en H₂ et de l'injecter directement dans les réseaux, sans considérer l'étape méthanation est encore significatif.

Pour des raisons économiques et d'efficience énergétique, la méthanation apparaît donc comme une solution qui doit laisser la priorité à l'injection de H₂ dans les réseaux, elle-même étant secondaire par rapport à la gestion électrique des réseaux (batteries, pilotage des usages, autres filières en power-to-X).

La nécessité de disposer d'un stock de CO₂ à un prix de rachat équilibré fait également partie des contraintes de mise en œuvre.

Enfin les électrolyseurs les plus disponibles et les moins chers (Alcalins) sont également les moins flexibles par rapport au PEM. Sans parler du fait qu'un CAPEX élevé en méthanation sera difficilement rentable sur des durées de fonctionnement faibles.

Localement, selon la nature des ouvrages gaziers et du réseau électrique, les conditions pourront être favorables à la méthanation biologique, mais le potentiel semble marginal ici.

**Nota sur les autres segments :**

Le sous-segment Production de SNG est mentionné ici et dans la partie « produire du gaz renouvelable ».

### 6.2.1.4. Segment CCUS

<figure><img src="image_164.png" /><figcaption>Figure 141- Vue annotée des sous-segments de 'CCUS (RECORD,2020)</figcaption></figure>
> Réduire les émissions de CO₂ des incinérateurs

De part, leur principe de fonction (incinération de déchets), les incinérateurs sont des émetteurs de CO₂ pour lesquels il n'existe pas de procédé similaire qui permettrait une substitution d'une ressource carbonée par une décarbonée. Par ailleurs, ils sont souvent exploités par des maitres d'ouvrage public, plus enclin à enclencher une transition bas carbone rapidement et moins sensible à la compétition internationale.

Ce segment nous apparaît potentiellement comme pertinent pour la méthanation, mais les coûts de capture du CO₂ sont élevés.

> Réduire les émissions de CO₂ des stations de traitement des eaux

Similaire au segment méthanisation MAIS avec un profil Client très différent (proche ou identique à celui du segment Incinérateurs)

Ce segment apparaît comme un segment d'application possible, sachant que la problématique du financement reste entière.

> Emissions de bioCO₂ (fermentation)

Il s'agit d'un segment possible et potentiellement très similaire au cas de la méthanisation sur digesteur et par conséquent avec des modalités économiques difficiles.

On précise que certaines installations (production de biocarburants en France) captent le bioCO2 pour le valoriser sur des marchés spécialisés, avec une valeur marchande élevée à la revente.

Par ailleurs, les volumes étant importants, il est possible d'envisager d'autres applications (Fischer Tropsch, Méthanol) à plus forte valeur ajoutée pour le bioCO2.

**Nota sur les autres segments :**

- La valorisation du CO₂ industriel provenant d'autres installations industrielles (de forte puissance) semble difficilement envisageable car les modèles économiques impliquent un coût de traitement du CO₂ relativement élevé. Il existe d'autres voies qui semblent plus adaptées, soit en utilisation du CO₂ par méthanolation, ou par production de CO, soit en électrification, soit en usage direct du H₂, soit encore en Carbon Capture Et Sequestration (CCS).

- La valorisation du CO₂ par méthanation sur les centrales de fortes puissances ne semble pas adaptée à la méthanation biologique (ne serait-ce que pour une question de puissance).

- Le CO₂ provenant de la combustion de biomasse peut également être capté et réutilisé/stocké pour viser un des émissions négatives de CO₂. Pour autant, ce concept de BECS (pour Biomass Energy Carbone Storage) n'a pas été exploré ici. Il faudrait une volonté politique forte (voir le segment des incinérateurs).

- Enfin, la filière Direct Air Capture par ses coûts élevés ne semble pas adaptée à un couplage méthanation pour des raisons économiques et d'efficacité énergétique. D'autres produits à plus haute valeur pour lesquels les substitutions sont plus difficiles (e-kerosène d'avion) paraissent plus adaptés.

6.2.1.5. Synthèse

Afin de déterminer le potentiel d'émergence, on retient donc 6 segments de marché pour la méthanation biologique, tel que présentés ci-dessous :
<table><caption>Figure 142 - Synthèse des opportunités de marché retenues, (RECORD,2020)</caption><thead><tr><th>Filières</th><th>Segment</th><th>Client</th><th>2<sup>nd</sup> Utilisateur</th></tr></thead><tbody><tr><td rowspan="2">Produire du gaz renouvelable</td><td>1/ Produire du gaz renouvelable par méthanation de syngaz</td><td>Energéticien</td><td>Réseau gazier</td></tr><tr><td>2/ Décongestionnement de réseaux</td><td>Energéticien</td><td>Réseau Electrique / Réseau Gazier</td></tr><tr><td rowspan="2">Power-to-gas</td><td>3/ Réduire les émissions de CO2 des unités a) de traitement d'eau STEP, b) incinérateurs</td><td>Incinérateur / STEP</td><td>Collectivité / Réseau Gazier</td></tr><tr><td>4/ Augmenter marginalement la production de biométhane des unités de méthanisation par méthanation in-SITU</td><td>Agriculteur</td><td>Réseau Gazier</td></tr><tr><td>CCUS</td><td>5/ Gestion de l'intermittence des réseaux électriques</td><td>Energéticien</td><td>Réseau Electrique / Réseau Gazier</td></tr></tbody></table>

## 6.2.2. Evaluation de l'attractivité

### 6.2.2.1. Outil d'évaluation

Pour évaluer l'attractivité d'un segment de marché, on peut évaluer séparément le potentiel d'une part et les enjeux d'autre part :

* Le potentiel est une combinaison des besoins Clients, des volumes de marché et de la viabilité économique.

* Les enjeux sont une combinaison des obstacles à la mise en œuvre, des décalages temporels entre le Produit et le Marché et la Complexité sur un plan non-technique.

La figure ci-dessous présente le cas pour le premier segment de marché retenu.

**Nota sur la méthodologie :**

Cette approche est réalisée pour chacun des segments retenus (voir en Annexe). Il s'agit ici d'une évaluation qualitative, donc sujette à interprétation. S'agissant ici d'une évaluation du potentiel d'émergence on arrête l'analyse à certains paramètres et certains aspects (tel que l'évaluation des cas d'usage Clients) n'est pas prise en compte. Ainsi pour le premier segment, l'aspect économique actuel du SNG issu de méthanation de syngaz n'est pas considéré comme une barrière forte.

En outre, on incitera le lecteur à réfléchir au raisonnement et les arguments multi-critères plutôt que de retenir une conclusion « tranchée ». Ainsi, il est difficile de quantifier certains enjeux. Par exemple : est-il plus plausible qu'un grand nombre de collectivités souhaitent devenir neutres en carbone à un horizon temporel 2030 OU que les gestionnaires de réseaux et d'électricité Européens s'accordent sur des modalités d'usage des unités de power-to-gas à la même temporalité ? Cette approche ne permet pas de répondre quantitativement à cette question.

Enfin, les choses n'étant pas figées il est possible que les conditions de marché changent nécessitant ainsi la mise à jour de cette évaluation. En partie 6.3 sont ainsi préconisés des éléments pour permettre les modifications de ces conditions de marché et favoriser l'émergence de la méthanation biologique.
## 1/ Produire du gaz renouvelable par méthanation de syngaz

<figure><img src="image_165.png" /><figcaption>Figure 143 - Analyse de l'attractivité pour le segment « Produire du gaz renouvelable par méthanation de syngaz », (RECORD,2020)</figcaption></figure>

### Du point de vue du potentiel

> Une étude ADEME dans le cadre d'un gaz 100% renouvelable à l'horizon 2050 positionne la pyrogazéification avec un potentiel entre 40 et 148 TWh selon les différents scénarios retenus. Certes avec une temporalité à 2050 et un prix de 90 à 120€/MWh PCS, ces hypothèses peuvent être considérés comme extrêmement volontaristes, toutefois le potentiel technique est présent.

> La fourniture d'un gaz renouvelable massif décarboné en complément du biométhane issu de méthanisation est une nécessité vitale pour de nombreux secteurs, en premier lieu le secteur du transport et distribution de gaz. Les attentes sont fortes et les récents soutiens et développements de la méthanisation sont un signal fort pour la filière.

> Les ressources sont diversifiées et ne font pas l'objet des limites évoquées de coût pour l'hydrogène et d'autres secteurs industriels (papetiers, fabricants de panneaux) ont par ailleurs démontré la possibilité d'avoir des filières structurées à des prix compétitifs (même si le débat sociétal peut être complexe quant à la quantité et au coût des ressources biomasse mobilisables).

Les rendements énergétiques sont significatifs de 65 à 85%. Par ailleurs les prix considérés à l'heure actuelle (90 à 120 €/MWh), sont susceptibles de faire l'objet d'une réduction de coût par industrialisation.

### Du point de vue des enjeux

> Les obstacles à la mise en œuvre ne sont pas nuls : manque de maturité technologique, échecs industriels nombreux, coûts encore élevés, objection sur la disponibilité des ressources.

Toutefois, la méthanation de syngaz fait l'objet de travaux de recherche et il n'y a pas de barrière technologique significative à l'émergence de cette filière. On peut penser que les conditions d'émergence
de ce type de projet sont moins limitantes que pour d'autres cas d'étude de la méthanation (qui prendrait en compte une électricité à 10€/MWh, ou une tonne de CO₂ à plus de 250€).

> La maitrise industrielle (réduction des risques technologiques, massification possible des installations, à coûts et disponibilité maitrisé) est encore en devenir mais pourrait émerger, notamment avec des dispositifs de soutien dédiés.

> Sous réserve de la mise en place d'un tarif similaire à celui existant pour le biométhane, l'émergence d'un marché peut se concrétiser rapidement et avec peu d'acteurs dans la chaine de décision. Le business model est clair (« acheter du bois, vendre du gaz »).

> Vis-à-vis des externalités, la méthanation biologique se positionne comme une technologie robuste vis-à-vis des intrants, avec une plus grande flexibilité sur la qualité des gaz (goudrons, impuretés etc...). On mentionne toutefois des enjeux techniques et technologiques suivant :

* La sensibilité de la méthanation biologique au CO en grande quantité (inhibiteur de certaines réactions biologiques);

* Le gain de la méthanation biologique vs les conditions actuelles en méthanation catalytique (dont la phase d'épuration des goudrons);

* la capacité de la filière à être compétitive par rapport à de la méthanation catalytique sur des puissances supérieures à 20MW ;

* l'intégration thermique (la méthanation catalytique à haute température dégage de la chaleur réutilisable pour le procédé de gazéification).

Dans le contexte actuel, la filière gazéification + méthanation catalytique a déjà atteint une certaine maturité (notamment avec des démonstrateurs comme GobiGas ou Güssing). Pour la version avec la brique méthanation biologique, bien que séduisante, la maturité est moindre, même si des démonstrateurs (Titan V par Terrawatt, Plainenergie avec ENOSIS) sont avancés, incluant le CO comme base carbonée.

Si cette promesse nécessite d'être validée sur le plan de pilote industriel, on notera que la méthanation biologique pourrait apparaitre comme une solution de référence sur ce segment, et que sous réserve de réaliser les baisses de CAPEX annoncées, elle pourrait concurrencer la méthanation catalytique.

Potentiel élevé, enjeux importants mais raisonnablement accessibles, avantages concurrentiels crédibles, la méthanation de syngaz semble donc être un segment de développement pertinent pour la méthanation biologique.
2/ Décongestionnement de réseaux électriques quand il n'est pas possible de tirer des lignes électriques & quand les réseaux de gaz sont présents

Potentiel

<figure><img src="image_166.png" /></figure>

i. Besoin d'acheter

Besoin non résolu
Solution efficace
Meilleure que la compétition

<figure><img src="image_167.png" /></figure>

<figure><img src="image_168.png" /></figure>

<figure><img src="image_169.png" /></figure>

<figure><img src="image_170.png" /></figure>

ii. Volume de marché

Taille du marché
Croissance attendue

<figure><img src="image_171.png" /></figure>

<figure><img src="image_172.png" /></figure>

<figure><img src="image_173.png" /></figure>

iii. Viabilité économique

Marges attendues
Capacité du Client
Engagement des Clients

<figure><img src="image_174.png" /></figure>

<figure><img src="image_175.png" /></figure>

<figure><img src="image_176.png" /></figure>

Enjeux

<figure><img src="image_177.png" /></figure>

i. Obstacles à la mise en œuvre

Au développement du produit
A la vente et distribution
Au financement

<figure><img src="image_178.png" /></figure>

<figure><img src="image_179.png" /></figure>

<figure><img src="image_180.png" /></figure>

<figure><img src="image_181.png" /></figure>

ii. Synergies de marché

Temps de développement Produit
Horizon de maturité du marché
Longueur des cycles de vente

<figure><img src="image_182.png" /></figure>

<figure><img src="image_183.png" /></figure>

<figure><img src="image_184.png" /></figure>

iii. Complexité économique

Menaces / Compétitions
Dépendance aux Tiers
Barrières à l'adoption

<figure><img src="image_185.png" /></figure>

<figure><img src="image_186.png" /></figure>

<figure><img src="image_187.png" /></figure>

Source : RECORD,2020

Du point de vue du potentiel

> En 2019, 1,6% de l'électricité renouvelable en Allemagne fait l'objet de mesure d'abattement ('curtailment') sur 3 trimestres consécutifs. De fait, il existe des situations où la production d'énergie renouvelable (électrique) ne peut rencontrer de consommateurs. Le cas d'exemple Allemand concerne la dissymétrie entre les potentiels de production au Nord et les utilisateurs au Sud, pour lesquels tirer des lignes électriques n'est pas toujours faisable.

Avec l'essor des énergies marines renouvelables (et en particulier de l'éolien offshore de forte puissance) certains pays comme le Danemark ont des surplus conséquents d'énergie renouvelable à exporter

Le power to gas répond ici à un besoin très spécifique dans les cas où :

* Il y a un excès d'énergie renouvelable en production

* ○ Qui ne peut pas être consommé /stocké sur place

* ET il y a un besoin d'incorporer une certaine quantité d'énergie renouvelable dans le mix énergétique / transport (ou de décarboner le mix énergétique/transport)

* ET de nouvelles lignes électriques ne peuvent raisonnablement être mises en œuvre

* ET il existe un réseau gazier non saturé

* ○ ET le potentiel de transformation de l'électricité en H₂ est supérieur au taux acceptable localement par le réseau, et dans le cas général à 10 ou 20% en volume de gaz,

* ▪ MAIS dans des proportions du reste suffisamment faible pour ne pas justifier un réseau H2 dédié.
OU que le coût d'adaptation à l'injection de H₂ soit prohibitif.

Cela fait beaucoup de conditions, mais ce cas de figure existe déjà et est amené à se développer dans le futur. En ce sens, la méthanation (tant catalytique que biologique) répond à un besoin non résolu.

> L'injection de H₂ dans les réseaux est conditionnée à un taux maximal d'incorporation et à des adaptations de réseaux et des installations des utilisateurs. Un projet d'injection H₂ dans un réseau impacte donc l'ensemble des projets futurs potentiels en amont de celui-ci. La méthanation peut venir en support pour lever, au moins localement certaines contraintes d'injection de H₂. Il est envisageable que les gestionnaires de réseaux soient responsables de la conversion, et non les producteurs. Dans ce cas, des mécanismes économiques incitatifs traduisant l'intérêt collectif de la méthanation pourraient être mis en œuvre plus facilement (car plus facile à modéliser du point de vue de la concurrence et des règles applicables, en particulier Européennes).

> Les volumes de marché peuvent être significatifs
La production d'énergie renouvelable en Europe en 2020, était de 1 210 TWh électrique. Si toute l'Europe se comportait comme l'Allemagne, cela correspondrait à environ 1210 * 1,6% = 19 TWh à revaloriser en power-to-gas, soit l'équivalent de 2400 MWe (2,4 GW) de Power to gas<fnref n="54" />.

Les projets de power to gas peuvent toutefois prendre la forme d'unités de quelques dizaines de MWe (en particulier car ce sont les lignes électriques secondaires qui peuvent être saturées), et donc compatible avec la méthanation biologique.

> Les utilisateurs étant des gestionnaires de réseaux, si les nombreuses conditions (économiques) nécessaires sont réunies, on peut considérer que la viabilité économique est considérée acquise pour les acteurs industriels de la filière, même si les marges attendues ne seront peut-être pas très élevées.

Du point de vue des enjeux

> L'obstacle principal reste la mise en place d'un financement. Même si le secteur énergétique a dans son ensemble besoin de valoriser cette électricité renouvelable, l'identification d'un Client atteignant une rentabilité de projet est difficile à concrétiser.

Des dispositifs spécifiques seront à mettre en place (appel à projets, contributions, tarif pour le SNG....) pour pouvoir établir un cadre économique permettant la mise en œuvre des projets de power to gas.

> Parce que de nombreuses conditions doivent être réunies, il est possible que l'horizon de marché soit lointain et que les cycles de ventes soient longs. Cela n'empêche pas la réalisation de quelques projets à court – moyen terme, sans pour autant voir un décollage de la filière.

> Enfin, en attendant l'émergence de projets power to gas, il est possible que d'autres changements (nouvelles technologies, nouvelles organisations des réseaux électriques, nouveaux usages de l'énergie renouvelable) aient lieu, ceux-ci agissant comme autant de menaces ou d'opportunités sur les projets power-to-gas.

Avec un potentiel fort et des enjeux également forts, le segment du power-to-gas dans des conditions très particulières peut être un marché pertinent pour la méthanation biologique.

6.2.2.4. Analyse du troisième segment : Réduire les émissions de CO2 des incinérateurs et des unités de traitement d'eau

<footnote n="54">⁵⁴ A titre de comparaison, on rappelle que dans un article, Blanco et Al, (2018) estiment le potentiel du Power to Methane en Europe jusqu'à 546 GW à l'horizon 2050.</footnote>
### 3a/ Réduire les émissions de CO2 des stations de traitement des eaux en produisant du gaz renouvelable

<figure><img src="image_188.png" /></figure>

#### Enjeux

<figure><img src="image_189.png" /></figure>

### 3b/ Réduire les émissions de CO2 des incinérateurs en produisant du gaz renouvelable

<figure><img src="image_190.png" /></figure>

#### Enjeux

<figure><img src="image_191.png" /></figure>

Source: RECORD, 2020

## > Points communs potentiel et enjeux

Les deux sous-segments correspondent à une logique simple :

* ces installations produiront nécessairement du CO2. Il n'est pas substituable ;

* il n'existe peu ou pas de solutions pour valoriser le CO2 d'installations de types méthanisation des boues ou incinérateurs, qui restent des 'petits producteurs'.

* Les clients publics ne sont pas soumis à la concurrence et peuvent faire des choix volontaristes (traiter le CO2 comme un déchet et payer pour son traitement). Il y a potentiellement une volontée d'être neutre en CO2 et bien avant 2050.

La méthanation biologique peut répondre à ces enjeux.

## > Différenciation entre les sous-segments

Le segment des STEP correspond à une niche de marché relativement étroite (peu d'unité et peu de croissance) mais avec du CO2 concentré, donc facile à capter.

Le segment des incinérateurs est plus important en volume (et en croissance dans certains pays), mais avec des difficultés de captage du CO2 plus importante (CO2 dilué).

On notera que la méthanation biologique, si elle confirme sa capacité à traiter des flux potentiellement avec certaines impuretés, pourrait se prêter mieux que la méthanation catalytique pour cette application.

### 6.2.2.5. Analyse du quatrième segment : Augmenter marginalement la production de biométhane des unités de méthanisation par méthanation in-situ
# 4/ Augmenter marginalement la production de biométhane des unités de méthanisation par méthanation in-SITU

<figure><img src="image_192.png" /></figure>

Source : RECORD,2020

## > Du point de vue du potentiel

La méthanation in-situ ne répond pas à un besoin non résolu aujourd'hui, ce qui peut freiner son développement (il est plus simple et plus économique d'épurer par membrane ou par PSA, voire de revendre le CO₂ que de procéder à sa méthanation).

Cependant, parce qu'elle est peut se greffer sur le développement du biométhane, le potentiel de cette technologie est pertinent, et avec un potentiel de croissance important.

Avec des prix d'énergie électrique bas et des développements technologiques conséquents, elle pourrait permettre de réduire les coûts du biométhane.

## > Du point de vue des enjeux

Des obstacles importants en matière de développement produit demeurent. Toutefois, les équilibres économiques pourraient être favorables à ce type de méthanation en pré-traitement avant épuration.

Des pistes de recherche sont proposées en Annexe 4 pour étudier la méthanation in-situ plus en détail.

### 6.2.2.6. Comparaison des cas et analyse

Les 6 segments sont ainsi comparés sur un axe « potentiel » et un axe « enjeux » dans le graphique ci-dessous :
## Potentiel

<figure><img src="image_193.png" /></figure>

1/ Produire du gaz renouvelable par méthanation de syngaz
2/ Décongestionnement de réseaux
3/ Réduire les émissions de CO2 des unités a) de traitement d'eau STEP, b) incinérateurs
4/ Augmenter marginalement la production de biométhane des unités de méthanisation par méthanation in-SITU
5/ Gestion de l'intermittence des réseaux électriques

## Enjeux

<caption>Figure 144 - Comparaison des potentiels et enjeux de l'émergence de chaque segment (RECORD,2020)</caption>

De cette comparaison, il ressort que :

* Sur certains segments, le potentiel de développement peut-être significatif et les enjeux sont important mais à priori maîtrisables;

* Les produits mettant en forme la technologie de la méthanation biologique peuvent être toutefois bien différents, soit par leur fonctionnalité, soit par leur taille, soit par leur adéquation avec un couple Client / Marché visé;

* Certes il est nécessaire de réaliser des travaux de recherche pour résoudre les barrières technologiques, mais les enjeux sont plutôt de type marché, tel que i) la pertinence vis à vis besoin Client, ii) perspective réelle de baisse des prix et iii) la baisse spécifique des prix en méthanation biologique par rapport à d'autres technologies concurrentes ;

* La spécificité du type de clients est à prendre en compte. Pour un industriel soumis à une concurrence internationale, réaliser une opération de méthanation en payant le CO2 à un prix élevé (250€/tCO2) est une hypothèse peu réaliste face aux autres solutions possibles (électrification, changement des procédés, délocalisation, changement d'activité etc...). En revanche, pour une collectivité fonctionnant sur budget et avec des objectifs sociétaux non économiques, la possibilité de mise en œuvre du même type de projet, mais dans un contexte différent est possible, s'il n'existe pas d'autres alternatives technologiques ;
## 6.3. Feuille de route

### 6.3.1. Pistes de développements

Sur la base de la figure n°144, les objectifs à poursuivre dans le cadre de pistes de développement de la filière méthanation biologique résident dans l'augmentation des potentiels et la réduction des enjeux.

Du point de vue de la filière, des pistes de développements sont présentées ci-dessous (sans ordre de priorité, et de manière non exhaustive) :

#### 6.3.1.1. D'un point de vue technologique

1. Poursuivre le développement de la filière méthanation de syngaz

* Mettre au point des pilotes industriels (tel que Titan V, Plainergie) ;

* Valider les 'attentes' du point de vue de la robustesse aux polluants ;

* Valider ou invalider des avantages compétitifs vis-à-vis de la méthanation catalytique pour la méthanation de syngaz;

2. Poursuivre voire relancer l'étude et l'expérimentation de la méthanation in-situ (voir Annexe 4) :

* en rétrofit d'unités de méthanisation existantes

* sans espérer à court terme obtenir un gaz totalement épuré en CO₂

* et avec une injection partielle de H₂ ;

3. Dans la perspective de réduire les CAPEX et OPEX, continuer les travaux de recherche visant à améliorer :

* la productivité des réacteurs de méthanation ex-situ ;

* le bilan énergétique (électrique) de la méthanation ex-situ ;

4. Maintenir une veille sur des moyens de production de H₂ hors électrolyse alcaline ou PEM, hors voie CH₄ dont notamment :

* le H₂ naturel ;

* les technologies d'électrolyse intégrées aux panneaux solaires ;

* les électrolyseurs haute performances de nouvelle génération (type SOEC) ;

#### 6.3.1.2. Technique et économique

1. Etablir un comparatif précis des avantages respectifs de la méthanation biologique et de la méthanation catalytique :

* vis-à-vis des polluants acceptables en entrée (ou de la nécessité de purifier le H₂ et le CO₂) ;

* vis-à-vis des performances énergétiques et exergétiques (ie en valorisant la chaleur en fonction du niveau de température) ;

* vis-à-vis des CAPEX à moyen et long terme ;

2. Repositionner la méthanation par rapport à d'autres filières de CCUS.

* Il existe peu d'information de synthèse disponible sur les différentes filières technologiques de valorisation du CO₂ ;

* Etudier le coût complet en CO₂ (de la capture à la réutilisation) ;

* Participer aux analyses de cycle de vie orientée CO₂ ;

3. Etudier les projets de power-to-gas dans une perspective d'intégration énergétique (et de la valorisation de la chaleur)
### 6.3.1.3. Aspects organisationnels et règlementaires

1. Améliorer la visibilité des gaz renouvelables du point de vue règlementaires :

* sur le traitement des émissions de CO2 des unités biogaz et sur le statut du bioCO2 ;

* sur le gaz naturel de synthèse ;

2. Améliorer le partage d'information entre gestionnaire de réseaux électriques et gaziers pour identifier les opportunités de projets de power-to-gas ;

3. Pour les porteurs de technologie en méthanation: mieux cerner leurs marchés potentiels et probablement diversifier leurs catalogues de solution (hors méthanation) en attendant l'émergence du marché.

## 6.3.2. Perspectives

### 6.3.2.1. Un horizon temporel assez lointain

Une chronologie très simplifiée de la filière peut être lue ci-dessous :

* **2006** : Dépôt du premier brevet de Mets (Université de Chicago), comme fondation scientifique à la société Electrochaea quelques années plus tard ;

* **2010** : Travaux de recherche fournis sur la méthanation biologique d'abord IN-SITU, puis EX-SITU) de Luo et Angelidaki au DTU (Danemark) ;

* **2016** : Pilote significatif au travers du projet Biocat de Electrochaea ;

* **2020** : Projet commercial de Viessman/MicrobEnergy auprès de LIMECO (Suisse, 2,5MWe d'électrolyseur) ;

Ainsi en 2020, il existe des premiers projets commerciaux, plusieurs fournisseurs de technologies et un certain nombre d'unités 'pilotes' à des échelles allant du laboratoire au pilote industriel (TRL >8).
Du point de vue technologique et technique, la filière est relativement mature dans la compréhension des phénomènes et des enjeux. En revanche, au niveau marché, il y a encore un écart important entre les besoins des Clients et ce que peut offrir la technologie.

Si de nouvelles avancées scientifiques peuvent toujours permettre d'envisager une amélioration des performances (coûts, rendement etc...), il n'y a pas d'attentes fortes à ce jour pour lever des verrous qui permettraient l'accès au marché.

Le frein à la diffusion de la méthanation biologique est plutôt dans l'absence en 2020 de conditions de marchés à savoir :

* Electricité dé-carbonée bon marché ;

* Valorisation du traitement du CO₂ ;

* Rehausse du prix du gaz ;

* Statut du SNG ;

* Problèmes de congestion réseaux ;

Il est difficile de pouvoir prédire l'émergence de ces conditions de marché.

Ainsi si le power-to-gas est régulièrement évoqué comme une solution d'avenir, c'est généralement à un horizon post 2030/2035.

Sauf modification rapide de ces conditions de marchés, il semble difficile de voir émerger une activité commerciale robuste dans les 5 prochaines années.

Toutefois, sous l'impulsion des acteurs scientifiques, des entrepreneurs et des gestionnaires de réseaux de gaz, il est fort possible de voir des projets de démonstrations émerger. Ces projets permettront essentiellement d'améliorer la connaissance scientifique, de fournir des éléments en matière de baisse
des CAPEX et de retour d'exploitation et de soutenir l'activité d'entreprises innovantes, en attendant un contexte plus favorable.

### 6.3.2.2. Estimation des tailles de marché

Ce paragraphe vise à présenter quelques ordres de grandeurs en lien avec le potentiel de marché, à titre informatif.

Hypothèses :

* Durée annuelle de fonctionnement 8000 h/an

* Rendement méthanation : 50% en PCS sur l'énergie électrique en entrée de système

* CAPEX : 625 €/kWCH4 pour la méthanation seule (à terme)

* CAPEX : 1000 €/kWe pour le power to gas (à terme)

* Pouvoir calorifique du déchet : 2,3 MWh PCI /t

* Emission de CO2 d'une tonne de déchets : 1tCO2/t déchets (entre 0,7 et 1.2 selon le GIEC)

* Consommation de CO2 en power-to-gas : 0,1 tCO2 / MWe

#### 1/ Produire du gaz renouvelable par méthanation de syngaz

En France, le potentiel estimé dans l'étude ADEME 2050 est de 40 à 148 TWh PCS de gaz naturel de synthèse d'origine gazéification de biomasse (ou de déchets), soit en « hypothèse basse » de 5 000 MW PCS, d'où un montant de CAPEX cumulé de 3125 M€.

#### 2/ Décongestionnement de réseaux

En 2019, 1.6% de l'électricité renouvelable en Allemagne fait l'objet de mesure d'abattement ('curtailment') sur 3 trimestres consécutifs. En parallèle, la production d'énergie renouvelable en Europe en 2020, était de 1 210 TWh électrique.

Si toute l'Europe se comportait comme l'Allemagne, cela correspondrait à environ 1210 * 1,6% = 19 TWh à revaloriser en power-to-gas, soit l'équivalent de 2420 MWe de Power to gas représentant, à terme, un CAPEX de 2420 M€.

#### 3/ Réduire les émissions de CO2 des incinérateurs et des STEP

Scarlat et al (2018) indiquent 512 incinérateurs en Europe, avec un potentiel supplémentaire de 248 unités, et représentant 96 Mt de déchets incinérés (en 2016), soit environ 96 Mt de CO2 émis annuellement qui pour être valoriser intégralement en méthanation nécessiterait un apport de 1 200 MWe, soit un CAPEX en power-to-gas de 1200 M€.

Le potentiel des STEP semble significativement inférieur.

Si on estime en France le potentiel maximal de biométhane issue de STEP à 0,5 TWh/an (ADEME, 2014), avec un ratio calculé dans le cadre des études de faisabilité, le potentiel de SNG est de l'ordre de 150 GWh de SNG. Ramené aux émissions de CO2 évitées, il s'agit d'une vingtaine de MW PCS à installer (et donc un CAPEX de l'ordre quelques dizaines de M€) pour la France
### 4/ Augmenter marginalement la production de biométhane des unités de méthanisation par méthanation in-SITU

La capacité d'injection de biométhane en file d'attente fin 2019 en France était de 24 TWh/an environ, dont 56% par des unités agricoles<fnref n="55" />. Certains acteurs de la filière ont annoncé un objectif de 30% de gaz renouvelable en 2030, le potentiel réel pourrait être supérieur.

Si l'on retient 40 TWh de biométhane injecté et une amélioration de 5% de la production, le potentiel pour la méthanation In-SITU est de 2 TWh, soit ~ 250 MW PCS. Correspondant à une puissance électrique installée de 500 MWe. Pour un CAPEX modifié (de l'ordre de 1000 €/kWe comptant l'électrolyseur de petite puissance et la modification du méthaniseur), le montant est de l'ordre de 500 M€ (dont une grande partie pour l'électrolyseur).

### 6.3.2.3. Recommandations

#### 1. Pour les porteurs de projets et innovateurs

En matière de perspective, il est possible que l'émergence d'un marché commercial stable pour la méthanation et en particulier la méthanation biologique prenne encore du temps. Cette attente est possible pour les institutions académiques, mais difficilement soutenables pour les entreprises privées.

Afin de surmonter cette période, on pourra encourager les développeurs de technologies à :

* bien étudier les segments de marché dans lesquelles ils souhaitent se développer ;

* évaluer les potentielles retombées de leurs travaux dans des domaines connexes (hors méthanation biologique) ;

* arriver rapidement à une solution fonctionnelle, résolvant un besoin particulier d'un utilisateur mieux que les autres ;

* maitriser les frais de développements et éviter les croissances trop rapides (par exemple en réponse à des appels d'offre) qui ne pourraient être soutenues par une activité commerciale stable ;

3 segments seraient à prioriser dans cette optique :

1) la valorisation du CO2 des stations de traitement des eaux sur le modèle du projet LIMECO (mais nécessite un financement spécifique). Il s'agit toutefois d'un segment de marché assez étroit en volume.

2) la filière biométhane par gazéification (mais nécessite un tarif spécifique). En France, cette filière est mentionnée dans la PPE, mais son avènement n'est pas encore d'actualité.

3) la filière power-to-gas, sur des cas d'applications précis à relever avec les gestionnaires de réseaux gaziers et électriques, avec probablement plus de cas d'application dans les pays avec un fort taux d'énergies renouvelables intermittentes.

#### 2. Pour les scientifiques et académiques

1) La faible diffusion de l'hydrogène gaz dans la phase liquide apparaît comme le verrou scientifique principal. Il nous paraît pertinent de développer des travaux de recherche sur ces thèmes pour améliorer la productivité et réduire les CAPEX.

2) La méthanation in-situ peut être une solution pertinente, plus économique que l'injection de H2 en direct dans les réseaux de gaz. Elle est néanmoins confrontée à un verrou technologique (les faibles transferts) et à des difficultés pratiques (une amélioration du contrôle des digesteurs, la

<footnote n="55">⁵⁵ Pour rappel, la PPE prévoit un mix gazier comportant, en 2023, comportant 350 TWh de gaz naturel.</footnote>
gestion d'hydrogène sur site). Il serait intéressant de poursuivre des études et pilote de
démonstration tels que menés par l'université de Aarhus (Danemark) ou SouthWales (UK).

3) En matière de diffusion également, les travaux de méthanation en base CO mériteraient également des études approfondies dans le cadre du développement d'une filière pyrogazéification.

4) Par ailleurs, l'étude d'autres procédés biologiques connexes de valorisation du CO2, mais répondant plus aux conditions de marchés (électro-méthanogénèse, production de composés spécifiques mais à plus forte valeur ajoutées) pourraient être une suite naturelle des recherches en méthanation biologique.

3. Pour les pouvoirs publics

1) Afin de préparer au mieux les grandes transformations de nos pays et de leurs réseaux énergétiques, il est important de pouvoir donner de la visibilité sur les filières de demain et notamment sur les sujets tels que le prix futur du CO2 ou les futures obligations des acteurs économiques en matière de réduction des émissions de GES.

2) Par ailleurs, s'il est important de pouvoir soutenir une filière technologique émergente comme la méthanation biologique, il sera particulièrement sain d'offrir une visibilité long terme aux acteurs s'engageant dans la démarche ou à défaut de communiquer sur l'absence de soutien de certaines filières, afin d'éviter de soutenir au mauvais moment et/ou pas assez des filières qui pourraient être condamnées par la suite par absence de marché.

4. Pour les industriels

1) La méthanation constitue une des filières les plus matures pour la valorisation du CO₂ (CCUS). La méthanation biologique est piste intéressante, de part sa robustesse annoncée vis-à-vis de la faible pureté du CO₂ entrant.

2) Si les industriels utilisent des procédés qui ne peuvent pas réduire leurs émissions de CO₂ (par substitution de vecteur énergétique, par modification de procédé ou autre), alors ceux-ci doivent se préparer à devoir assumer dans le futur le coût du CO₂ émis.

3) La méthanation biologique peut constituer une voie intéressante pour faire réintégrer le CO₂ dans l'économie, pour des unités de petite taille industrielle.

5. Pour les gestionnaires de réseaux

Les gestionnaires de réseaux gaziers sont très volontaristes dans la promotion des gaz renouvelables.
Dans le cadre de cette étude, on notera la recommandation suivante :

1) Faciliter l'échange d'informations entre gestionnaires de réseaux électriques, gaziers et entre porteurs de projets permettra de faire apparaître les besoins non satisfaits en matière de décongestionnement et les opportunités de projets.
# PISTES D'ACTIONS DE RECHERCHE POUR LA REDUCTION DES COUTS DU BIOMETHANE PAR METHANATION BIOLOGIQUE IN-SITU

## Introduction

La méthanation biologique est une technologie émergente visant à convertir le CO₂ et H₂ en CH₄ et eau. Mi 2020, on recense 30 projets et une dizaine de porteurs industriels, ainsi que quelques projets commerciaux, le dernier étant une unité de 2.5MWe valorisant le CO₂ d'un flux de biogaz issu d'une station de traitement des eaux (méthanisation) en Suisse (Client = LIMECO).

La technologie peut être mise en œuvre selon plusieurs modalités :

* en voie IN-SITU, il s'agit de modifier les consortia biologiques des digesteurs pour que ceux-ci puisse transformer du H₂ excédentaire et du CO₂ en CH₄. Il s'agit d'un procédé complexe due aux interactions en jeux.

* en voie EX-SITU, on réalise la transformation dans un réacteur dédié. C'est cette voie qui est la plus développée du point de vue industriel.

Nos études sur le potentiel d'émergence de la méthanation biologique ont permis d'évaluer plusieurs segments de marché pertinents, ainsi que certaines pistes difficilement viables économiquement. Parmi les pistes, la voie IN-SITU, bien que complexe et peu mature parait prometteuse en vue d'une baisse des coûts. La méthanation IN-SITU a été étudiée notamment à partir des années 2010 par les équipes de recherche de DTU (Luo et Angelidaki). A cause de sa complexité, de nombreux acteurs industriels se sont tournés vers la méthanation EX-SITU, avec toutefois des coûts qui semblent prohibitifs pour de nombreuses applications. Toutefois, nos études internes montrent qu'il semble peu possible de réduire les coûts de la filière biométhane par épuration de biogaz en méthanation EX-SITU.

Ce document présente l'opportunité d'étudier des axes pour poursuivre les études sur la méthanation biologique IN-SITU.

## Contexte

La capacité d'injection de biométhane en file d'attente fin 2019 en France était de 24 TWh/an environ, dont 56% par des unités agricoles<fnref n="56" /> et pour une production de 1,2 TWh. Certains acteurs de la filière ont annoncé un objectif de 30% de gaz renouvelable en 2030, le potentiel réel pourrait être supérieur. Si l'on retient 40 TWh de biométhane injecté à moyen terme et une amélioration de 15% de la production, le potentiel pour la méthanation In-SITU est de 6 TWh, sans consommation de ressource excédentaire, et à un coût pouvant être compétitif.

L'intérêt de la méthanation IN-SITU réside dans la possibilité de convertir des unités existantes à la méthanation avec à moyen/long terme, des coûts potentiellement très bas. (Jensen et al, 2017). Des opérations de démonstration sur site industriel ont été réalisées. Si les attentes étaient élevées, les résultats ont été en deçà des attentes (faible taux de conversion du H₂ dans le digesteur), possiblement par manque de connaissance des mécanismes de diffusion du H₂ et au vu de la courte durée de l'expérimentation.

<footnote n="56">⁵⁶ Pour rappel, la PPE prévoit un mix gazier comportant, en 2023, comportant 350 TWh de gaz naturel.</footnote>
## • Principe d'une unité de méthanisation améliorée

On considère une unité de méthanisation injectant 200 Nm3/h (avant optimisation

<figure><img src="image_194.png" /><figcaption>Figure 145 - Schéma de principe (RECORD,2020)</figcaption></figure>

L'hydrogène issu d'un électrolyseur est injecté dans le méthaniseur (axe de recherche n°1). La réaction de méthanation se produit dans le digesteur et dégage de la chaleur permettant une économie de biogaz (à quantifier, axe de recherche n°2). Les conditions opératoires (pH et AGV) sont maintenues opérationnelles, possiblement via une instrumentation et des protocoles automatisés (axe de recherche n°3).

En sortie de méthaniseur, le biogaz partiellement épuré en CO2 contient encore du H2. Les conditions de diffusion du H2 dans la phase liquide ont été optimisée (axe de recherche n°1bis), et on étudie la possibilité d'injecter ce gaz en mélange dans le réseau (axe de recherche n°4).

## • Aspects économiques

Les aspects suivants sont à étudier :

### Coûts additionnels

- Coût de production de l'hydrogène (CAPEX et OPEX d'un électrolyseur ou coût de livraison sur site) et de stockage temporaire ;

- surcoût d'injection de H2 ;

- Coût de monitoring ;

### Bénéfices additionnels

- Production de biométhane additionnel ;

- Réduction des OPEX en traitement du CO2 ;

- Réduction des émissions de CO2 ;

- Réduction des dépenses de chauffage des digesteurs (méthanation exothermique, et éventuellement par récupération de chaleur sur l'électrolyseur) ;

- Amélioration de la productivité des réacteurs (cas de monitoring) ;

- Potentiel de baisse de coûts du biométhane ;

### Autres bénéfices

- Possibilité d'intégrer des énergies renouvelables locales sans congestion de réseaux

- Possibilité de traiter du CO2 additionnel (provenant d'autres sources), et peu purifié.

Au-delà des aspects de recherche, la faisabilité économique dépendra de la relation entre le coût du H₂ et le coût du CH₄. On peut envisager l'intégration d'énergie renouvelable locale (PV, éolien), pour quelques MWe, possiblement sur l'exploitation agricole, et sans coûts supplémentaires (conversion DC/AC, coûts de réseaux), donc possiblement très compétitifs.
Sous réserve d'effets d'échelle, la méthanation In-Situ peut apparaître comme compétitive avec le power to-gas (par injection de H₂ dans les réseaux de gaz) et sans limite d'incorporation de H₂.

* **Axes de R&D proposés**

La méthanation IN-SITU est une voie technologie plus complexe mais potentiellement plus pertinente (du point de vue énergétique et économique) à long terme. Les axes de recherche proposés sont :

* Axe 1 - Injection du H2 dans les réacteurs existants et optimisation de la diffusion en phase liquide

* Axe 2 - Etude de l'intégration thermique et des gains associés

* Axe 3 - Maintien des conditions opératoires, possiblement par un monitoring dédié

* Axe 4 - Etude de l'injection d'un mélange de gaz (avec H2)

En parallèle, il semble pertinent d'étudier l'électrolyse in-situ

* Axe 5 - Electrolyse in-situ

* **Bibliographie**

- RECORD (F. Michel, P. Pré, K. Hubert), Biométhanation par injection de H2, étude de l'état de l'art et du potentiel d'émergence, 2020

- Jensen et al., Venturi-type injection system as a potential H2 mass transfer technology for full-scale in-situ biomethanation», 2017;

- Luo et al, «Simultaneous hydrogen utilization and in situ biogas upgrading in an anaerobic reactor», 2012;

- Luo et al, «Co-digestion of manure and whey for in situ biogas upgrading by the addition of H2: process performance and microbial insights», 2013;

- Tartakovsky et al., «Electrolysis-enhanced co-digestion of switchgrass and cow manure» 2011.
# PISTES D' ACTIONS DE RECHERCHE POUR L'INTEGRATION DE LA GAZEIFICATION HYDROTHERMALE ET DE LA METHANATION BIOLOGIQUE

## • Contexte

La gazéification hydrothermale est une technologie permettant la transformation et la séparation de matière organique en méthane, H2, CO2, eau, matières minérales et perméat.

<figure><img src="image_195.png" /><figcaption>Schéma de principe, source GRTgaz et ENEA (2019)</figcaption></figure>

La réaction est réalisé en présence d'eau, à forte pression et forte température.

Complémentaire à la méthanisation, elle vise à adresser certains substrats tels que les digestats ou les boues d'épuration. Des auteurs estiment le potentiel à l'horizon 2050 à au moins 58 TWh, pouvant monter jusqu'à 138 TWh.

Il s'agit d'une technologie émergente (TRL jusqu'à 7) mais développée par plusieurs acteurs et soutenue par la communauté sicentifique et industrielle.

Par ailleurs, l'état de l'art de la méthanation biologique révèle que :

* les archées responsables de la réaction de transformation de l'hydrogène et du CO2 en méthane sont susceptibles d'exister à des pressions élevées, et jusqu'à 100 bar ;

* la diffusion de l'hydrogène gaz dans l'eau est favorisée à haute pression ;

Dès lors, il semble pertinent d'étudier le potentiel de la méthanation biologique haute pression couplé à la gazéification hydrothermale. L'enjeu est d'apporter une brique complémentaire pour rendre la gazéification hydrothermale neutre en CO2.

## • Axes de R&D proposés

Dans cette perspective, on pourra s'intéresser aux éléments suivants :

* Revue de la composition du syngaz en sortie de réacteur et avant épuration, selon les technologies, substrats et conditions de fonctionnement ;

* Revue des conditions de fonctionnement d'un réacteur biologique pressurisé de type méthaneur par voie biologique adapté aux conditions de fonctionnement : choix d'une technologie de réacteur, choix entre microorganismes sélectionnés ou entrainés, dimensionnement préliminaire du réacteur ;

* Etude et dimensionnement de l'apport en hydrogène pour le réacteur de méthanation (vs hydrogène disponible in-situ ;

* Analyse de la pertinence technique, économique, énergétique et environnementale et choix d'une pression de travail la plus adaptée, y compris pour tenir compte des pressions d'injection sur les réseaux ;

* Bilan économique et environnemental de la solution ;
• Bibliographie

* ENEA, GRTGaz: Potentiel de la Gazéification Hydrothermale en France, 2019

* RECORD (F. Michel, P. Pré, K. Hubert), Biométhanation par injection de H2, étude de l'état de l'art et du potentiel d'émergence, 2020

* Pappenreiter et al, 'Development of a simultaneous bioreactor system for characterization of gas production kinetics of methanogenic archaea at high pressure', 2019
## 7. Bibliographie

1. Abbas et al., «Hydrogen production by methane decomposition.» 2009.

2. ADEME. «Réaliser une unité de méthanisation à la ferme.» 2019.

3. Agneessens et al., «In-situ biogas upgrading with pulse H2 additions: the relevance of methanogen adaption and inorganic carbon level.» 2017.

4. —. «Parameters affecting acetate concentrations during in-situ biological hydrogen methanation.» 2018.

5. Alemany et al. « Syngas biomethanation: state-of-the-art review and perspectives, Biofuels, bioproducts and biorefining, » 2018.

6. Alfaro et al. «evaluation of process performance, energy consumption and microbiota characterization in a ceramic membrane bioreactor for ex situ biomethanation of H2 and CO2.» 2018.

7. Alitalo et al., «Biocatalytic methanation of hydrogen and carbon dioxide in a fixed bed bioreactor.» 2015.

8. Anji Reddy Mareddy,. «Technology in EIA.» 2017.

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## 8. Listes des figures

<table><tr><td>Figure 1 - Le biogaz, du substrat d'origine à sa valorisation, source RECORD, 2020</td><td>9</td></tr><tr><td>Figure 2 - Evolution de la puissance électrique installée en base biogaz - Source : International Renewable Energy Agency (IRENA, 2017)</td><td>10</td></tr><tr><td>Figure 3 - Infographie sur la méthanisation en Europe, Source RECORD (2020), Crédits : VOLTIGITAL, données EBA : 2018</td><td>11</td></tr><tr><td>Figure 4 - Unité de production de biogaz (gauche) et de biométhane (droite) en Europe, (EBA, 2018)</td><td>12</td></tr><tr><td>Figure 5 - Nombre d'unités de biogaz par pays, fin 2017, (EBA, 2018)</td><td>12</td></tr><tr><td>Figure 6 - Puissance moyenne en MW des projets par pays pour la valorisation de biogaz en électricité, (EBA, 2018)</td><td>13</td></tr><tr><td>Figure 7 - Pourcentage (base massique) des entrants pour la production de biogaz en Europe (exception des ISDND) à fin 2017, par pays, par entrant. (EBA, 2018)</td><td>13</td></tr><tr><td>Figure 8 - Pourcentage (base massique) des entrants pour la production de biométhane en Europe à fin 2017, par pays, par entrant (EBA, 2018)</td><td>14</td></tr><tr><td>Figure 9 - Carte des projets de liquéfaction de Biométhane à fin 2019, source CIB biogas Italie</td><td>15</td></tr><tr><td>Figure 10 - Evolution de la capacité d'injection mise en service annuelle et cumulée, par filière, (gestionnaires de réseaux, 2020)</td><td>15</td></tr><tr><td>Figure 11 - Evolution du nombre de sites en injection de biométhane (gestionnaires de réseaux, 2018)</td><td>16</td></tr><tr><td>Figure 12 - Chiffres du biométhane, source VOLTIGITAL d'après données : gestionnaires de réseaux, 2020</td><td>16</td></tr><tr><td>Figure 13 - L'injection de biométhane en France en 2018, par filière et 'projet type', d'après données (gestionnaires de réseaux, 2018), Source : RECORD, 2020</td><td>16</td></tr><tr><td>Figure 14 - Voies de dégradation de la matière organique sous conditions anaérobies méthanogène (d'après (Marchaim, 1992))</td><td>17</td></tr><tr><td>Figure 15 - Perspectives de développement de l'hydrogène dans les différents secteurs, Source Hydrogen Council</td><td>26</td></tr><tr><td>Figure 16 - Coûts de revient pour une installation de reformage de gaz naturel sur site (New bus fuel, FCHU-JU)</td><td>46</td></tr><tr><td>Figure 17 - Densité énergétique massique et volumique pour différents vecteurs énergétiques, source DOE</td><td>51</td></tr><tr><td>Figure 18 - Illustration d'un réservoir d'hydrogène comprimé de type IV (Demirocak, 2016)</td><td>52</td></tr><tr><td>Figure 19 - Illustration d'un réservoir d'hydrogène comprimé de type III intégré (bateau) - Source CEA - Energy Observer</td><td>52</td></tr><tr><td>Figure 20 - Energie nécessaire à la compression adiabatique de l'hydrogène gazeux (Gupta 2017)</td><td>53</td></tr><tr><td>Figure 21 - Perspective de réduction des coûts des réservoirs 700bar - Source DOE</td><td>53</td></tr><tr><td>Figure 22 - Impact du refroidissement sur la densité du H2 comprimé - source DOE</td><td>54</td></tr><tr><td>Figure 23 - Vue des infrastructures de liquéfaction et de stockage/transport (en projet) - Source Air Liquide, 2019</td><td>55</td></tr><tr><td>Figure 24 - Principe du stockage/déstockage de l'hydrogène au sein d'un vecteur liquide (ici le HDBT / H18 DBT). (Niermann M et al 2019)</td><td>56</td></tr><tr><td>Figure 25 - Schéma de procédé d'une chaîne expédition/réception, d'après brevet Chyioda (Système de stockage et transport d'Hydrogène et procédé utilisant ce système, EP3103783A1 2016-12-14)</td><td>56</td></tr><tr><td>Figure 26 - Usine test de la société CHIYODA pour le couple Toluène/ MethylCyclo-hexane, source CHYODA</td><td>57</td></tr><tr><td>Figure 27 - Analyse comparée des flux énergétiques et exergétiques concernant la logistique de transport d'hydrogène par camion sous forme d'ammoniac ou de methyl-cyclohexane, d'après (S.OBARA 2019) (annotations VOLTIGITAL)</td><td>58</td></tr><tr><td>Figure 28 - Comparaison de différents composés pour le stockage par absorption - présentation au Collège de France, (JF. Tarascon 2011)</td><td>59</td></tr></table>
<table>
  <tbody>
    <tr>
      <td>Figure 29 - Comparaison de différentes technologies de stockage du H2 pour les applications de mobilité. (L. Schlapbach & A. Züttel, 2001)</td>
      <td>59</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 30 - Perspectives pour le stockage 'solide' de l'hydrogène (Lai et Al 2015)</td>
      <td>60</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 31 Transport d'hydrogène gazeux compressé (Crédit Linde)</td>
      <td>61</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 32 Transport d'hydrogène cryogénique (crédit Air Liquide)</td>
      <td>62</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 33 Photo d'un hydrogénoduc (crédit DoE)</td>
      <td>62</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 34 - Aperçu des principaux moyens pour stocker / distribuer/ transporter le H2 source Bloomberg NEF, 2020</td>
      <td>62</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 35 - Coût de distribution selon la distance d'un producteur (source power_trains_for_europe FCH-JU)</td>
      <td>63</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 36 - Synthèse des verrous en méthanation biologique par voie IN-SITU (RECORD, 2020)</td>
      <td>65</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 37 - Exemple de démonstrateurs industriels. droite : Electrochaea, Store&amp;Go, 2019; gauche : MicrobEnergy, 2015</td>
      <td>65</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 38 - Concepts de méthanation biologiques par voie EX-SITU, (RECORD, 2020)</td>
      <td>66</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 39 - Principales réactions contrôlant la méthanisation (RECORD,2020)</td>
      <td>67</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 40 - Réactions principales de dégradations des acides gras volatils et rôle de la pression partielle en H2, (Moletta 2017)</td>
      <td>67</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 41 - Cycle de Wolfe de la réduction du CO2 par action des méthanogènes Hydrogénotrophes, d'après (Zabranska et al 2017)</td>
      <td>69</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 42 - Représentation simplifiée des principales interactions biologique dans les dernières phases de digestion anaérobie (RECORD,2020)</td>
      <td>70</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 43 - Réactions biologiques associées à la production de CH4, d'après (Moletta, 2017 et Zabranska et al., 2017)</td>
      <td>72</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 44 - représentation de l'oxydation syntrophique de l'acétate, dans le cadre de la compétition entre les réactions biologiques en digestion anaérobie (RECORD,2020)</td>
      <td>73</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 45 - Réactions sulfato-réductrices, d'après (Moletta 2017)</td>
      <td>74</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 46 - Vue de différentes archées au microscope électronique, source Université de berkeley, Museum de Paleontology</td>
      <td>75</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 47 - Prélèvement d'un réacteur de méthanation biologique, Source Electrochaea, projet BIOCAT</td>
      <td>76</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 48 - Positionnement des acteurs selon leurs stratégies biologiques (RECORD,2020)</td>
      <td>77</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 49 - Influence du temps de passage sur la productivité et la pureté en en méthane produit à partir de souches monocultures sélectionnées avec un ratio H2:CO2 ~4 - à gauche : bioréacteur pressurisé entre 1,15 et 3 bar, à droite : bioréacteur à pression atmosphérique (RECORD,2020)</td>
      <td>78</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 50 - Compromis solubilité | activité biologique | énergétique en méthanation biologique (RECORD,2020)</td>
      <td>80</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 51 - Variations de la productivité en CH4 rapportée à la concentration cellulaire avec le taux de dilution de la phase liquide D et fonction de Yx/CH4 (Rittmann et al., 2018)</td>
      <td>83</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 52 - Données pour les archées de type Methanothermobacter, d'après D.Rusmanis et al., 2019</td>
      <td>83</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 53 - Modélisation de la diffusion du H2 dans un réacteur de méthanisation en mode méthanation, source (Jensen et al, 2017)</td>
      <td>85</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 54 - Illustrations de diffuseurs de type bulleurs (non spécifiques à la méthanation) Sources : (1) TMW Systems LLC | (2) GKN powder metallurgy (3) Divaenvitec</td>
      <td>86</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 55 - Venturi conventionnel (en haut) et venturi de type éjecteur (en bas) (Bouchaib 2006)</td>
      <td>86</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 56 - Référentiel de la qualité du gaz admissible pour l'injection dans les réseaux de distribution, source : filière de méthanation biologique allemande, 2019</td>
      <td>89</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 57 - Synoptique des coûts d'adaptation (CAPEX) à différents taux d'hydrogène, source gestionnaire de réseaux Français, 2019</td>
      <td>90</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 58 - Principe d'un réacteur de méthanation de type CSTR, d'après Aryal et al., 2018)</td>
      <td>91</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 59 (droite) Dispositif expérimental décrit par Luo and Angelidaki, 2013 mettant en œuvre un module membranaire à fibres creuses pour l'injection d'H2 en CSTR - (gauche) Images de microscopie électronique à balayage montrant l'état de la surface des fibres avant et après utilisation dans le bioréacteur</td>
      <td>92</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 60 - Schéma de principe de la mise en œuvre de l'injecteur de H2 en biométhanation IN-SITU, d'après Jensen et al., 2018</td>
      <td>93</td>
    </tr>
  </tbody>
</table>
Figure 61 : Variations de $k_{LACO_2}$, $k_{LAH_2}$ avec l'augmentation du débit du gaz d'alimentation et de recirculation mesuré dans le bioréacteur avec diffuseur à module membranaire (d'après Diaz et al., 2015) 95

Figure 62 - Influence des débits partiels des gaz intrants sur la productivité en $CH_4$ et la conversion d'$H_2$ mesurées en CSTR (3L) à partir d'une culture sélectionnée d'archées (d'après Martin et al., 2013) 95

Figure 63 : Schéma du dispositif expérimental de colonne à garnissage mise en œuvre pour l'étude de la biométhanation ex-situ de biogaz (Lee et al., 2012) 96

Figure 64 - Digesteur à lit de boue granulaire et extraction de biogaz (UASB, Upflow Anaerobic Sludge Blanket) 97

Figure 65 - Dispositif expérimental utilisé par Bassani et al. (2016) couplant un bioréacteur UASB avec une colonne à garnissage pour l'absorption d'$H_2$ 97

Figure 66 - Dispositifs expérimentaux utilisés par Bassani et al. 2017 pour l'étude de contacteurs de type colonne à bulles appliqués à l'enrichissement ex-situ de biogaz 98

Figure 67 - Dispositif expérimental mettant en œuvre un filtre percolateur avec garnissage de selles Intalox opérant à co-courant (Klasson et al., 1990) 100

Figure 68 - Représentation schématique des résistances au transfert de matière intervenant dans les systèmes triphasiques tels que filtres percolateurs 100

Figure 69 - Installation expérimentale utilisée par Alitalo et al (2015) opérant deux filtres percolateurs connectés en série 101

Figure 70 : Mise en œuvre expérimentale d'un bioréacteur à membranes flottantes inversées (Chandolias et al., 2019) 103

Figure 71 – (à gauche) Vue schématique de deux boucles successives du réacteur piston en position verticale, alternant compartiments UF et TBR – (à droite) Différences dans la formation du biofim entre les compartiments UF et TBR formés par les boucles verticales, source Savas et al., 2018 104

Figure 72 - Définitions proposées des limites de systèmes « réacteur de méthanation de $CO_2$», « procédé de méthanation de $CO_2$ » et « power-Méthane », source auteurs variés de la filière scientifique et industrielle allemande en méthanation biologique 105

Figure 73 - Comparaison des données de productivité et du temps de séjour moyen du gaz pour 4 types de réacteurs (d'après Rusmanis et al., 2019) 110

Figure 74 : Influence du temps de passage sur la productivité en biométhane et le taux de conversion d'hydrogène (RECORD, 2020) 111

Figure 75 - Verrous principaux en méthanation IN-SITU, (RECORD,2020) 114

Figure 76 - Verrous principaux et leviers en méthanation EX-SITU (RECORD,2020) 116

Figure 77 - Moyenne mondiale et par zone géographique des prix des appels d'offres (en USD/MWh) pour la production d'énergie solaire (date de mise en service) source IEA 2019 117

Figure 78 - Prix négatif de l'électricité (nombre d'occurrences sur les marchés un jour à l'avance) - Crédits Bloomberg 117

Figure 79 - Schéma de principe d'une unité de méthanisation en mode méthanateur par injection de $H_2$ (RECORD,2020) 119

Figure 80 - Extrait du brevet EP3473724A1 de la société FCC AQUALIA (date de priorité 19 Octobre 2017), source EPO.org 119

Figure 81 - Illustration d'un couplage méthanation biologique IN-SITU (R1) et EX-SITU avec recirculation de gaz pour l'épuration de biogaz (RECORD,2020) 120

Figure 82 - Concept de couplage IN-SITU / EX-SITU avec ajout de $CO_2$ externe (LUTRA,2020) 121

Figure 83 - Extrait du brevet WO2018234695A1 de M.Michel BONHOMME (date de priorité 20 Juin 2017), source EPO.org 121

Figure 84 - Digesteur compartimenté, source Tanaga Energies 122

Figure 85 - Evolution de la production de méthane et gain énergétique, en fonction de la densité de courant, source Tartakovskiy et al., 2013 123

Figure 86 - Illustration des concepts de méthanation biologiques en voie EX-SITU (RECORD,2020) 124

Figure 87 - Concept d'épuration de biogaz par biométhanation (RECORD,2020) 124

Figure 88 - Concept (pyro)-gazéification en couplage biométhanation (RECORD,2020) 126

Figure 89 - Exemple de composition de syngaz produit à partir de biomasse, (RECORD, 2015) 126

Figure 90 - Différentes filières de 'power-to-gas', dont la voie par méthanation biologique, (RECORD, 2020) 127

Figure 91 - Exemple de références de la société ELECTROCHAEA, source Electrochea 130
<table>
  <tbody>
    <tr>
      <td>Figure 92 - Fiches produits de réacteurs 'standardisés', source : Electrochaee</td>
      <td>131</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 93 - Activités de ENOSIS en méthanation Source : ENOSIS, Salon REGEN, Nantes Janvier 2020</td>
      <td>132</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 94 Source : ENOSIS, Salon REGEN, Nantes Janv2020</td>
      <td>133</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 95 - concept du couplage gazéification et méthanation, source TERRAWATT</td>
      <td>137</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 96 - Concept du projet TITAN V, source Terrawatt, Leroux et Lotz</td>
      <td>138</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 97 - Tableau de synthèse des acteurs identifiés en méthanation biologique (RECORD,2020)</td>
      <td>141</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 98 - Liste des références/projets identifiées (RECORD,2020)</td>
      <td>143</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 99 - vue du projet BIOCAT, source Electrochaee</td>
      <td>144</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 100 - Diagramme de procédé de l'unité Biocat, source projet BIOCAT, Electrochaee</td>
      <td>145</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 101 - Bilan de masse et énergie au point nominal, source BIOCAT, Electrochaee</td>
      <td>145</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 102- Estimations de budgets (€2016) d'unité réalisés dans le cadre du projet BIOCAT, source projet BIOCAT</td>
      <td>146</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 103 - Installation de Allendorf (300kW, 2015), source Viessmann</td>
      <td>147</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 104 - Installation de Pfirmasens-Winzeln (2000kW<sub>electrolyseur</sub>, 2016), source PFI</td>
      <td>147</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 105 - Illustration du cas de référence - scénario épuration de Biogaz, (RECORD,2020)</td>
      <td>148</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 106 - Illustration du cas d'étude (méthanation) - scénario épuration de Biogaz, (RECORD, 2020)</td>
      <td>150</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 107 - Débits retenus pour le cas d'étude en épuration par méthanation biologique</td>
      <td>151</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 108 - Besoin en Hydrogène pour le cas d'étude en épuration par méthanation biologique</td>
      <td>152</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 109 - influence du rendement électrique de l'électrolyseur sur la puissance électrique (épuration par méthanation), (RECORD,2020)</td>
      <td>152</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 110 - Impact de la productivité sur le volume du réacteur (épuration par méthanation)</td>
      <td>154</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 111 - Données de dimensionnement pour le réacteur (épuration par méthanation) (RECORD,2020)</td>
      <td>154</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 112 - Bilan en puissance consommée (épuration par méthanation), (RECORD,2020)</td>
      <td>156</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 113 - Schéma de procédé pour le cas étudié (épuration par méthanation), (RECORD,2020)</td>
      <td>158</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 114 - Liste des interfaces (épuration par méthanation)</td>
      <td>160</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 115 - Analyse économique cas de base (épuration par méthanation) (RECORD,2020)</td>
      <td>163</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 116 - Analyse économique - cas valorisation long terme (épuration par méthanation), (RECORD, 2020)</td>
      <td>164</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 117 - Analyse économique cas 'volontariste' (épuration par méthanation) (RECORD,2020)</td>
      <td>165</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 118 - Analyse de sensibilité dans le cas volontariste (épuration par méthanation), (RECORD, 2020)</td>
      <td>166</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 119 - Panorama des projets de démonstration en power to gas (source : Thema et Al., 2019)</td>
      <td>169</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 120 - Schéma de principe du cas d'étude (power to gas) (RECORD,2020)</td>
      <td>171</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 121 - Tableau des performances (cas power to gas) (RECORD,2020)</td>
      <td>173</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 122 - Schéma de procédé unité Power to gas (standard, absence de valorisation Pompe à Chaleur), (RECORD,2020)</td>
      <td>174</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 123 - Détail des montants d'investissement retenus (power to gas), (RECORD,2020)</td>
      <td>175</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 124 - Données projet 1MWe BIOCAT (2017), mise en euro</td>
      <td>176</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 125 - Données de CAPEX 10MWe, Patterson et al. (2017) (valeurs 2017 et 2022)</td>
      <td>176</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 126 - Revue de scénarios 'power to gas' - vue simplifiée (RECORD,2020)</td>
      <td>177</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 127 - Etude d'un cas 'volontariste' : power-to-gas (RECORD,2020)</td>
      <td>179</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 128 - Analyse Tornade du cas PTG N°5 (CAPEX à 1042€/kWe et SNG à 65€/MWh), (RECORD,2020)</td>
      <td>180</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 129 - Vue d'un réacteur millistructuré (source khimod)</td>
      <td>183</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 130 - Représentation de l'équation bilan de la méthanation (RECORD,2020)</td>
      <td>184</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 131 - Matrice usage vs compétition (RECORD,2020)</td>
      <td>185</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 132 - Diagramme des possibilités de transformation du CO2, d'après présentation T.CANTAT (CEA)</td>
      <td>186</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 133 - Comparaison de projets électriques et gaziers Source Coenen, 2013, citant Gasunie</td>
      <td>188</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 134 - Procédé de production de biométhane à partir de biomasse sèche par gazéification et méthanation Source projet GAYA, engine</td>
      <td>189</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 135 - Tendances sur les vecteurs considérés, (RECORD,2020)</td>
      <td>190</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 136 - Evolution de la consommation du gaz naturel au niveau mondial, source IEA, 2019</td>
      <td>190</td>
    </tr>
  </tbody>
</table>
<table>
  <tbody>
    <tr>
      <td>Figure 137 - Source vision pour le réseau de gaz Hollandais, H. Coenen pour GreenGas initiative, 2016</td>
      <td>191</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 138 - Revue des segments de marchés pour la méthanation biologique (RECORD,2020)</td>
      <td>193</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 139 - Vue annotée des sous-segments de "produire du gaz renouvelable", (RECORD,2020)</td>
      <td>194</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 140 - Vue annotée des sous-segments de 'power-to-gas' (RECORD,2020)</td>
      <td>195</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 141 - Vue annotée des sous-segments de 'CCUS' (RECORD,2020)</td>
      <td>196</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 142 - Synthèse des opportunités de marché retenues, (RECORD,2020)</td>
      <td>198</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 143 - Analyse de l'attractivité pour le segment « Produire du gaz renouvelable par méthanation de syngaz », (RECORD,2020)</td>
      <td>199</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 144 - Comparaison des potentiels et enjeux de l'émergence de chaque segment (RECORD,2020)</td>
      <td>205</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 145 - Schéma de principe (RECORD,2020)</td>
      <td>212</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 146 - Solution Hyris-lab de production de H2 à forte pression. Source Ergosup</td>
      <td>225</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 147 - Tableau des avantages et inconvénients</td>
      <td>225</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 148 - Schéma de principe de l'électrolyser à oxide solide</td>
      <td>226</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 149 - Vue de la solution Electrolyseur/Pile à combustible réversible, Source: Sylfen</td>
      <td>227</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 150 - Vue de la solution Electrolyseur/Pile à combustible réversible, Source: Sunfire Gmbh</td>
      <td>227</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 151 - Paramètres techniques SOE</td>
      <td>227</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 152 - Tableau Avantages et Inconvénients SOE</td>
      <td>228</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 153 - Principe d'un électrolyser EAM, source ENAPTER</td>
      <td>228</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 154 - Tableau Avantages et Inconvénients AEM</td>
      <td>229</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 155 - Illustration d'une cellule d'électrolyse microbienne Source Deretsky, 2010</td>
      <td>229</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 156 - Exemple d'expérimentations en électrolyse microbienne. Source: A review of the substrates used in microbial electrolysis cells (MECs) for producing sustainable and clean hydrogen gas, Kadier et al, 2014</td>
      <td>230</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 157 - Présentation du concept BIORARE Source IRSTEA, INRAE et Suez, 2017</td>
      <td>231</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 158 - Schéma de principe d'une unité de pyrolyse avec production d'hydrogène, Bakhtyari et al. 2018</td>
      <td>232</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 159 - Exemple d'installation de pyrolise Biogreen®. Source: ETIA</td>
      <td>232</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 160 - Mise en œuvre de photo-bioréacteurs dans le cadre du projet Hyvolution (2006-2010)</td>
      <td>235</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 161 - Schéma de principe de différents photo-bioréacteurs, Source: Bio-hydrogen production from waste materials, Kapdan et al., 2006</td>
      <td>235</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 162 - Tableau des avantages et inconvénients de la photofermentation</td>
      <td>236</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 163 - Tableau des avantages et inconvénients biophotolyse de l'eau</td>
      <td>237</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 164 - Schéma de principe du procédé VABHYOGAZ, source Tryfil et AIBHyon</td>
      <td>238</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 165 - Vue de l'installation pilote de 10 kg H2 /jour sur le site de Tryfil Source: HERA, Tryfil, 2014</td>
      <td>238</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 166 - Données techniques production de H2 par réformage de biogaz</td>
      <td>239</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 167 - Données constructeur pour le calcul des rendements de la production de H2 par réformage de biogaz. Source: HERA</td>
      <td>239</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 168 - Calcul du rendement selon différentes modalités, réformage biogaz</td>
      <td>239</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 169 - Tableau des avantages et inconvénients pour le réformage de biogaz</td>
      <td>239</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 170 - Schéma de principe d'un procédé de gazéification de charbon de large puissance - Source Guandalini G et al., 2016</td>
      <td>240</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 171 - Tableau comparatif avantages - Inconvénients pour la filière gazéification de charbon</td>
      <td>241</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 172 - Schéma de principe Source: Proton International</td>
      <td>241</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 173 - Liste des intermédiaires de réactions en combustion in-situ. Source: Potential for hydrogen generation from in situ combustion of Athabasca bitumen, Kapadia et al., 2011</td>
      <td>242</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 174 - Modélisation de la productivité d'hydrogène (en %molaire) selon les conditions de températures et de pression pour le réservoir de bitumeux Athabasca au Canada. Source: Potential for hydrogen generation from in situ combustion of Athabasca bitumen, Kapadia et al., 2011</td>
      <td>242</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 175 - extrait de la visite vidéo du site de proton technologies. Source youtube, proton technologies</td>
      <td>243</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 176 - Principe du procédé d'oxydation des hydrocarbures - Source Linde</td>
      <td>245</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 177 - Avantages et Inconvénients d'oxydation des hydrocarbures</td>
      <td>245</td>
    </tr>
  </tbody>
</table>
<table>
  <tbody>
    <tr>
      <td>Figure 178 - Production d'hydrogène et sélectivité de monoxyde de carbone de différents processus de la transformation du méthanol, Pacheco-Sandoval, 2012</td>
      <td>246</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 179 - Couple CO2/ Méthanol pour le stockage de H<sub>2</sub>, en tant que Liquid organic Hydrogen Carrier (LOHC) Source : Liquid Organic Hydrogen Carrier (LOHC) : Assessment based on chemical and economic properties, Nirmann et al. 2019</td>
      <td>247</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 180 - Efficacité énergétique d'un système couplé vaporéformeur -Electrolyseur PEM pour différents fuels, avec efficacité de l'électrolyse considérée à 60% Source : Techno-Economic Study of Hydrogen Production via Steam Reforming of Methanol, Ethanol, and Diesel, Mousavi et al., 2014</td>
      <td>248</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 181 - Avantages et Inconvénients de la production par vapo-réformage de méthanol</td>
      <td>249</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 182 - Principe de la réaction de déshydrogénation de l'éthane, source Enerka</td>
      <td>249</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 183 - Principaux sites de raffinage produisant de l'éthylène en France. Source APPE</td>
      <td>250</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 184 - Vue d'une batterie de four à coke (source Charbonnage De France) et composition typique d'un gaz de cokerie (Mazur et al., 2006)</td>
      <td>250</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 185 : Principe de fonctionnement de la production du chlore</td>
      <td>251</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 186 Sites de production et de consommation du chlore en France (ENERKA)</td>
      <td>252</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 187 - Cartographie des émanations d'hydrogène naturel Source : IFP energies nouvelles</td>
      <td>253</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 188 - Schéma présentant les réservoirs à H2 identifiés, source (Prinzhofer et al. 2018) PETROMA</td>
      <td>253</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 189 - Serpentinisation partielle de l'olivine (en jaune), Source B.Evans, université de Washington</td>
      <td>255</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 190 - Schéma de principe de l'application de la réaction aux résidus d'aciérie (« steel slag ») (Crouzet et al, 2018)</td>
      <td>256</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 191 - Autres voies envisagées pour la séparation de l'eau par voie solaire thermochimique, source DOE</td>
      <td>257</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 192 - Concept du réacteur solaire - Source (Säck et al. 2016)</td>
      <td>257</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 193 - Vue du site pilote pour le projet hydrosolplant- Source projet HYDROSOL, solarpaces</td>
      <td>258</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 194 - Concentrateur solaire pilote pour la production de H2 aux EUA, source Wahaj Solar, 2020</td>
      <td>258</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 195 - Panneau solaire pour la production directe d'hydrogène - source société Hypersolar</td>
      <td>259</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 196 - Vue d'un panneau produisant de l'hydrogène alimenté par rayonnement solaire - Crédit Université Catholique de Louvain (2020)</td>
      <td>260</td>
    </tr>
  </tbody>
</table>
# 9. Annexes

## 9.1. Autres filières de production de H₂ (importance secondaire pour l'étude)

### 9.1.1. Electrolyse à base de Zinc

#### 9.1.1.1. Principe

Cette technologique vise notamment à obtenir un hydrogène fortement pressurisée, via une technique de compression électrochimique qui s'intègre dans un processus en 2 étapes découplées et indépendantes. Une solution d'électrolyte (comprenant de l'eau, du zinc et des additifs) est électrolysée. Lorsque le courant passe, de l'O2 est produit à l'anode, pendant ce temps le zinc se dépose autour de la cathode et le dégagement d'hydrogène est bloqué (selon un phénomène appelé surtension d'hydrogène, conduisant à un état électrochimique hors équilibre). Lors de l'étape de conversion électrochimique, un retour à l'équilibre permet de dégager de l'hydrogène en libérant l'énergie accumulée lors de l'étape d'électrolyse. Quand on coupe le courant, le zinc se redissout dans la solution et de l'hydrogène sous pression est produit. On notera que le Zinc n'est pas le seul métal utilisable pour ce procédé.

Le principal avantage est d'éviter un coût de compression élevé (tant du point de vue énergétique que des investissements) qui est nécessaire pour les applications de mobilités et le transport de l'hydrogène.

La technologie est disponible sur le marché pour des premières applications (TRL 8-9) commerciales et notamment via la société ERGOSUP pour des applications 0,7 à 4 kg/semaine à 100 bar visant les niches de marchés des laboratoires et de l'alimentation des drones.

D'autres applications à plus fort débit et plus forte pression (au-delà de 100bar) sont envisagées à moyen terme.

<figure><img src="image_196.png" /><figcaption>Figure 146 -Solution Hyris-lab de production de H₂ à forte pression. Source Ergosup</figcaption></figure>

#### 9.1.1.2. Avantages et Inconvénients

<table><caption>Figure 147 -Tableau des avantages et inconvénients</caption><thead><tr><td>Avantages</td><td>Inconvénients</td></tr></thead><tbody><tr><td>Compression évitée de ~1 à 100 bar évité (CAPEX, OPEX, rendement)</td><td>Maturité industrielle et commerciale à venir</td></tr><tr><td></td><td>Faible débit actuellement</td></tr></tbody></table>
### 9.1.2. Electrolyse SOE (haute température)

A la différence des technologies alcalines et PEM, l'électrolyse SOE (pour Solid Oxide Electrolysis) se produit à haute température et vise des rendements de conversion significativement plus élevé.

En permettant de diviser l'eau pure (sous forme de vapeur d'eau) en hydrogène et en oxygène par l'application d'une tension continue, des molécules d'eau sont alors oxydées en oxygène et en protons et des électrons sont libérés. Les protons (ions H+) passent par une membrane conductrice en céramique y forment du gaz hydrogène avec les électrons circulant le long du circuit conducteur extérieur. La particularité de l'électrolyse HTE est que l'eau est injectée sous forme de vapeur, ce qui augmente considérablement le rendement de l'installation (>80%, voir >90%).

<figure><img src="image_197.png" /><figcaption>Figure 148 –Schéma de principe de l'électrolyser à oxide solide</figcaption></figure>

Cette technologie est essentiellement considérée comme étant en développement pré-industriel, non disponible commercialement (hors démonstration) à ce jour, mais il existe des acteurs qui proposent des unités pilotes ou des produits intégrant la technologie pour des applications spécifiques.

Le TRL est 7 – 8

<figure><img src="image_198.png" /></figure>
<figure><img src="image_199.png" /><figcaption>Figure 150 - Vue de la solution Electrolyseur/Pile à combustible réversible, Source: Sunfire Gmbh</figcaption></figure>

### 9.1.2.1. Paramètres techniques

<table><caption>Figure 151 - Paramètres techniques SOE</caption><thead><tr><th></th><th></th><th>SOE</th></tr></thead><tbody><tr><td>Température</td><td>°C</td><td>900-1000</td></tr><tr><td>Pression</td><td>bar</td><td>&lt;=30</td></tr><tr><td>Efficacité</td><td>%</td><td>81 - 89</td></tr><tr><td>Pureté</td><td>%</td><td>?</td></tr><tr><td>Production par stack</td><td>Nm3/h</td><td>&lt; 10</td></tr><tr><td>Charge partielle minimale</td><td>%</td><td>?</td></tr><tr><td>Durée de vie stack</td><td>k.heures</td><td>?</td></tr><tr><td>Durée de vie du système</td><td>an</td><td>?</td></tr><tr><td>Temps de démarrage à froid</td><td>min</td><td>?</td></tr><tr><td>Investissement</td><td>€/kW</td><td>&gt; 2000</td></tr></tbody></table>

A ce stade, la technologie n'est pas complètement disponible sous la forme de produit industriel et les paramètres techniques ne sont pas parfaitement connus.

Exemple d'acteurs :

* le CEA ;

* Sylfen, entreprise créée en 2015 sur la base d'une technologie développée au CEA, propose une solution de stockage d'énergie pour le bâtiment intégrant la technologie d'électrolyseur SOE avec les particularités :

* Opération réversible électrolyseur / pile à combustible avec la même machine ;

* Pertes thermiques à haute température, dont plus de 50% valorisable pour un besoin chaleur à 80-90°C ;

* Possibilité d'opérer (en mode pile à combustible) avec du CH4 comme source d'énergie (au lieu de H2) sans réformeur ;

Actuellement en phase de pré-industrialisation, Sylfen vise le marché du bâtiment avec des applications de stockage d'énergie et une puissance unitaire de 40 kW (en mode Electrolyseur). Nota : en 2020, Sylfen ne propose pas de produit « électrolyseur SOE ».

* Sunfire Gmbh, entreprise Allemande qui vise à développer une solution réversible avec les caractéristiques suivantes :

* Production d'hydrogène jusqu'à 15bar ;
* Rendement de 88,8% base (PCI du H2) ;

* Capacité à valoriser de la vapeur d'origine externe pour maximiser la production;

### 9.1.2.2. Avantages et inconvénients

<table><caption>Figure 152 - Tableau Avantages et Inconvénients SOE</caption><thead><tr><td>Avantages</td><td>Inconvénients</td></tr></thead><tbody><tr><td>Réversible</td><td>Faible maturité technologique</td></tr><tr><td>Rendement élevé</td><td>CAPEX importants</td></tr><tr><td>Pas de matériaux rares ou précieux</td><td>Non disponible commercialement</td></tr><tr><td>Capacité à valoriser de la chaleur externe (en mode Electrolyseur)</td><td></td></tr></tbody></table>

## 9.1.3. Electrolyse AEM

### 9.1.3.1. Aspects techniques

L'électrolyse AEM pour (Anion Exchange Membrane) combine des caractéristiques communes aux solutions alcalines et PEM : la structure est similaire à une cellule PEM mais ce sont les anions (ions OH-) qui passent par une membrane conductrice, au lieu des ions H+, la réaction qui se produit dans les électrodes est la même que celle qui se produit pour les cellules alcalines classiques ;

<figure><img src="image_200.png" /><figcaption>Figure 153 - Principe d'un électrolyseur AEM, source ENCHAPTER</figcaption></figure>

Le TRL de cette technologie est 8 – 9, légèrement plus avancée que la technologie Solid Oxide Electrolyser. Il existe des applications pilotes depuis 2016.

Les avantages de cette technologie sont :

* absence de précipitation de carbone due à un manque de cations métalliques ;

* moins de perte ohmiques parce que les membranes AEM sont plus fines que les membranes classiques ;

* la membrane est moins chère qu'en PEM ;
* il n'est pas nécessaire d'utiliser une solution de potasse KOH concentrée, rendant l'unité plus simple à opérer ;

* de ne pas requérir de matériaux nobles (contrairement aux cellules PEM qui utilisent des catalyseurs base platine) ;

* de pouvoir produire du H2 à une meilleure pureté (vs les électrolyseurs alcalins)

Les enjeux principaux sont d'identifier des solutions pour augmenter la durabilité des membranes utilisées, qui ont une faible durée de vie due à une faible stabilité chimique.

La société ENAPER (Allemagne), avec une offre à 0.5 Nm3/h pré-compressé à 35 bar, pour un début d'industrialisation de la technologie, pureté d'hydrogène de 99.95% ou supérieure ;

ENAPER dispose de plusieurs références en faible débit (typiquement 2000L/h) en réseau isolé notamment et propose une machine industrialisée de 0.5 Nm3/h

### 9.1.3.2. Aspects économiques

Les perspectives de réduction de coût sont importantes comparé à l'électrolyse PEM du fait de l'absence de matériaux nobles. Ainsi, l'AEM pourrait atteindre des coûts de production inférieur de 50% à 75% par rapport à l'électrolyse PEM (source DOE), permettant ainsi une production d'hydrogène inférieur à 2$/kgH2.

### 9.1.3.3. Avantages et inconvénients

<table><caption>Figure 154 - Tableau Avantages et Inconvénients AEM</caption><thead><tr><td>Avantages</td><td>Inconvénients</td></tr></thead><tbody><tr><td>Flexibilité de la PEM au coût de l'alcalin</td><td>Maturité industrielle (1 seul fabricant recensé)</td></tr><tr><td>Absence d'électrolyte</td><td>Faible puissance</td></tr><tr><td>Références existantes (pilotes)</td><td></td></tr></tbody></table>

## 9.1.4. Cellule d'électrolyse microbienne

### 9.1.4.1. Principe

Dans une cellule d'électrolyse microbienne (MEC), des bactéries actives d'un point de vue électro-chimique oxydent la matière organique et génère du CO2, des électrons, des protons. Les bactéries transfèrent les électrons à l'anode et les protons sont libérés dans une solution (electrolyte). Les électrons rejoignent la cathode par un fil électrique. Les Protons traversent une membrane pour rejoindre la cathode et se recombiner avec les protons libres en solution pour former du H2. Cependant ce phénomène ne se produit pas spontanément et une différence de potentiel est requise.

<figure><img src="image_201.png" /><figcaption>Figure 155 -Illustration d'une cellule d'électrolyse microbienne Source Deretsky, 2010</figcaption></figure>
Dans le cas où le substrat est de l'acétate CH3COO-, les réactions dans chaque compartiment sont :

A l'Anode :

$$CH_3COO^- + 4H_2O \rightarrow 2HCO_3^- + 9H^+ + 8e^-$$

A la Cathode :

$$8H^+ + 8e^- \rightarrow 4H_2$$

Ces réactions se produisent dans les conditions standard biologiques (P=1 atm, T= 25°C, pH= 7).

La présence d'un substrat organique est importante en Electrolyse microbienne car elle sert à la fois pour la croissance de la biomasse microbienne et en tant qu'énergie primaire. Les substrats les plus courants sont l'acide acétique, l'acide butyrique, le glucose... L'acétate est fortement envisagé en tant que produit résultat de la fermentation sombre.

Le type de substrat influence la communauté bactérienne sur le biofilm à l'anode, ainsi que les performances de l'unité.

Le choix des matériaux pour l'anode est généralement un matériau carbonnée (papier carbone, graphite...) vis-à-vis de sa compatibilité biologique, coût, conductivité.

A la cathode, la mise en œuvre d'un catalyseur (platine, nickel, acier inox) permet d'accélérer les réactions et/ou de diminuer la différence de tension à employer. La mise en œuvre de conditions spécifiques dans le compartiment de la cathode (électrolyte enrichi en phosphate ou de perchlorate) améliore les performances.

Les performances des cellules d'électrolyse microbiennes sont ainsi déterminées par :

* la tension de référence

* le type de substrat(s) et les concentrations

* le type d'électrodes

<table><caption>**Figure 156** - Exemple d'expérimentations en électrolyse microbienne. Source: A review of the substrates used in microbial electrolysis cells (MECs) for producing sustainable and clean hydrogen gas, Kadier et al, 2014</caption><thead><tr><th rowspan="2">Type of substrate</th><th rowspan="2">Concentration (g/L)</th><th rowspan="2">MEC Volume (ml)</th><th colspan="2">Type of electrodes used in MEC</th><th rowspan="2">Hydrogen production rate (Q) (m<sup>3</sup>H<sub>2</sub> m<sup>-3</sup>day<sup>-1</sup>),</th><th rowspan="2">Applied voltage Eap (V)</th></tr><tr><th>Anode</th><th>Cathode</th></tr></thead><tbody><tr><td>Acetic acid</td><td rowspan="6">1 (COD)</td><td rowspan="6">42</td><td rowspan="6">Graphite granules</td><td rowspan="6">Carbon cloth/Pt 0.5 mg/cm<sup>2</sup> catalyst</td><td>1.10</td><td rowspan="6">0.6</td></tr><tr><td>Glucose</td><td>1.23</td></tr><tr><td>Butyric acid</td><td>0.45</td></tr><tr><td>Lactic acid</td><td>1.04</td></tr><tr><td>Propionic acid</td><td>0.72</td></tr><tr><td>Valeric acid</td><td>0.14</td></tr><tr><td>Acetate (sodium acetate)</td><td rowspan="6">2.72</td><td rowspan="6">40</td><td rowspan="6">Graphite felt</td><td rowspan="6">Ni foam</td><td>50</td><td rowspan="6">1.0</td></tr><tr><td>Acetate (sodium acetate)</td><td>1.99 ± 0.02</td></tr><tr><td rowspan="5">Glucose</td><td>28</td><td>Ammonia- treated graphite brush</td><td>Carbon cloth/Pt 0.5 mg/cm<sup>2</sup> catalyst</td><td>0.8</td></tr><tr><td>2</td><td>Ammonia- treated graphite brush</td><td>Carbon cloth/Pt 0.5 mg/cm<sup>2</sup> catalyst</td><td>0.6</td></tr><tr><td rowspan="5">Glucose</td><td rowspan="5">1</td><td rowspan="5">28</td><td rowspan="5">Ammonia- treated graphite brush</td><td rowspan="5">Carbon cloth/Pt (10 wt% on Vulcan XC-72) catalyst</td><td>0.37 ± 0.04</td><td>0.8</td></tr><tr><td>0.83 ± 0.18</td><td>0.5</td></tr><tr><td>1.87 ± 0.30</td><td>0.9</td></tr><tr><td>0.80 ± 0.08</td><td>0.5</td></tr><tr><td>2.01 ± 0.41</td><td>0.9</td></tr><tr><td>Glucose</td><td rowspan="5">P-Glycerol</td><td rowspan="5">P-Glycerol</td><td rowspan="5">B-Glycerol</td><td rowspan="5">B-Glycerol</td><td>0.14 ± 0.06</td><td>0.5</td></tr><tr><td>P-Glycerol</td><td>0.41 ± 0.13</td><td>0.9</td></tr><tr><td>B-Glycerol</td><td>1.11 ± 0.13</td><td>0.5</td></tr><tr><td>Synthetic effluent</td><td rowspan="2">Lignocelluloses</td><td rowspan="2">28</td><td rowspan="2">Graphite fiber brush</td><td rowspan="2">Carbon cloth/Pt (10% Pt/C catalyst)</td><td>1.00 ± 0.19</td><td>0.5</td></tr><tr><td>Lignocelluloses</td><td>1.00 ± 0.19</td><td>0.5</td></tr></tbody></table>

Les résidus post-fermentation (dans le compartiment anode) peuvent encore contenir des coproduits pouvant être utilisés en digestion anaérobie.

Le TRL de cette technologie est de TRL 5 – 6

Nota : Dans certaines configurations, les dispositifs peuvent être utilisés pour change la composition des consortia microbiens et/ou orienter les voies de dégradation de la matière organique pour la production de certains composés, on parle alors d'électro-fermentation. Sur cette thématique, le projet BIORARE (INRAE, IRSTEA, SUEZ) de 2011 à 2017 a visé à développer cette piste technologique, en cherchant à
produire des molécules organiques à forte valeur ajoutées à partir de déchet, le H₂ n'étant pas nécessairement recherché.

<figure><img src="image_202.png" /><figcaption>Figure 157 - Présentation du concept BIORARE Source IRSTEA, INRAE et Suez, 2017</figcaption></figure>

Les principales perspectives économiques et industrielles résident :

* dans le développement d'électrode performante à faible coût ;

* la capacité à traiter des flux variables en matières organique ;

* l'intégration dans des procédés couplés (fermentation sombre notamment) ;

### 9.1.5. Thermolyse/Pyrolyse

#### 9.1.5.1. Principe de fonctionnement

Il est possible de réaliser uniquement une pyrolyse de la matière carbonée : Après avoir été débarrassé d'une partie de son contenu en eau lors du séchage, le matériau solide est décomposé par craquage thermique au cours de la pyrolyse. La pyrolyse consiste à les chauffer à des températures généralement comprises entre 350 et 650 °C en l'absence d'oxygène, (ou en présence d'une très faible quantité d'oxygène ou d'air, destinée à apporter, par combustion très partielle, l'énergie nécessaire au processus de pyrolyse).

Les produits résultants peuvent alors être regroupés en trois catégories correspondant à une fraction gazeuse condensable (huile de pyrolyse), une fraction gazeuse non condensable et un résidu solide (appelé char). L'huile de pyrolyse peut ensuite être traitée comme une base carbonée, qui peut être également traitée par réformage vapeur.

Dans ces procédés, l'hydrogène provient d'une part de la séparation des gaz de pyrolyse et d'autre part du réformage des huiles de pyrolyse.
<figure><img src="image_203.png" /><figcaption>Figure 158 - Schéma de principe d'une unité de pyrolyse avec production d'hydrogène, Bakhtyari et al. 2018</figcaption></figure>

En pyrolyse, la vitesse de réaction de pyrolyse influe sur la composition (solide/gaz) du mélange obtenue, une vitesse lente favorisant la production de solide. Les défis technologiques sont notamment liés au procédé de chauffe rapide et à haute température de la biomasse dans le réacteur de pyrolyse avec déplacement de la matière (ce cœur de procédé étant par exemple une vis sans fin chauffée).

<figure><img src="image_204.png" /><figcaption>Figure 159 - Exemple d'installation de pyrolise Biogreen®. Source : ETIA</figcaption></figure>
Pour cette voie technologie, les différentes briques technologiques existent (pyrolyse, séparation des gaz de pyrolyse, réformage vapeur), mais à notre connaissance, il n'existe pas de réalisation industrielle intégrée pour la production de H2.

Au stade d'avancement actuel, il est difficile de positionner cette technologie par rapport à la voie gazéification. On notera toutefois que la pyrolyse de biomasse permet la production d'huile de pyrolyse et de biochar, dont la valeur économique peut être significative.

Le TRL est de l'ordre de 6 – 7, car les différentes briques technologiques n'ont pas été assemblées et testées ensemble pour la production d'hydrogène.

## 9.1.6. Reformage de bioéthanol

### 9.1.6.1. Principe

Le bioéthanol est une ressource renouvelable produite massivement à partir de la fermentation du sucre (filière canne, betterave ou grains), suivi d'une distillation et d'une déshydratation. Les principaux pays producteurs sont le Brésil et les USA (70% de la production), pour une production de 108 Mds de litre en 2018. Des procédés plus modernes visent à produire de l'éthanol d'origine cellulosique, ouvrant le potentiel à d'autres gisements (bois, paille) : on parle de bioéthanol de 2ème génération.

Le vaporeformage du bioethanol peut s'écrire selon la réaction :

$$C_2H_5OH + 3H_2O \rightarrow 2CO_2 + 6H_2 (\Delta Go=173,5 kJ/mol)$$

L'activité des catalyseurs est importante pour cette réaction, qui est endothermique et qui combine plusieurs chemins réactionnels :

* $C_2H_5OH + 3H_2O \rightarrow 2CO_2 + 6H_2$

* $C_2H_5OH + H_2O \rightarrow 2CO + 4H_2$

* $C_2H_5OH + 2H_2 \rightarrow 2CH_4 + H_2O$

* $C_2H_5OH \rightarrow CH_3CHO + H_2$, l'acétaldéhyde $CH_3CHO$ réagissant rapidement pour donner CO et CH4

* $C_2H_5OH \rightarrow C_2H_4 + H_2O$

* $C_2H_5OH \rightarrow CO + CH_4 + H_2$

Parmi ces produits intermédiaires, on peut noter que :

- le méthane est plus difficile à reformer, pénalisant le rendement en $CH_4$

- l'éthylène $C_2H_4$ est un des précurseurs de la formation de coke (polymère), sous forme de dépôt carboné à l'origine de la désactivation des catalyseurs et du bouchage des réacteurs industriels de vaporeformage.

### 9.1.6.2. Statut et tendances

Autour des années 2004 – 2007, des résultats dans des travaux de recherche menés dans le réformage du bio-éthanol ont laissé penser que cette filière pouvait être une piste d'ouverture du marché des piles à combustible. L'activité scientifique a été relativement importante, mais a fortement décru par la suite. En France, plusieurs pilotes ont été réalisés :

* Liberthy, réformage autotherme d'éthanol (en collaboration avec la société Hyradix).

* Biopac2, Vaporeformage d'éthanol (en collaboration avec Helion, aujourd'hui AREVA2gen)

Le procédé ne semble pas disposer de complexité ne pouvant être résolu et la technologie est bien décrite dans l'état de l'art scientifique. Toutefois, les développements industriels et commerciaux de cette filière sont aujourd'hui à l'arrêt, pour des raisons :

* de manque de visibilité sur les équilibres économiques (prix éthanol, prix hydrogène) ;

* d'absence de débouché de la filière éthanol-pile à combustible pour la mobilité ;

* de bilan environnemental complet de la filière éthanol ne permettant pas toujours d'avoir une utilisation vertueuse des biocarburants ;

Le TRL est estimé à 6-7.

A notre connaissance, il n'existe pas d'application industrielle de la technologie.
### 9.1.7. Photofermentation

#### 9.1.7.1. Principe

La production d'hydrogène par photofermentation est réalisée en absence d'oxygène par des bactéries pourpres photosynthétiques non sulfureuses, (appelées PNSB) des genres Rhodobacter sp. ou Rhodopseudomonas sp. Dans ce cas, l'énergie lumineuse est utilisée par ces microorganismes pour assimiler des sources simples de carbone, tels que les sucres simples (glucose) ou des molécules organiques produites lors de la fermentation sombre (acides gras volatils à courtes chaines du C2 au C6, des alcools). Contrairement à la voie photosynthétique, la production d'hydrogène s'accompagne d'une production simultanée de dioxyde de carbone.

A titre d'exemple, la photofermentation de l'acétate consiste en l'équation suivante :

$$CH_3COOH + 2 H_2O + lumière \rightarrow 4 H_2 + 2 CO_2$$

Les microorganismes photofermentaires utilisent alors des molécules organiques en tant que donneur d'électrons pour réduire les éléments cellulaires précurseurs de la synthèse de biomasse. Afin que cette réaction se réalise, il est alors nécessaire d'avoir une carence en azote dans le milieu de croissance.

Les productivités maximales rapportées pour ces procédés sont de l'ordre de 300 mmol/L/h.

En comparaison avec la fermentation sombre, La production théorique est de 12 mol de H2 par mol de glucose, selon la réaction ci-dessous :

$$C_6H_{12}O_6 + 6H_2O \rightarrow 6CO_2 + 12H_2$$

La majorité des procédés rapportés dans la littérature concerne des souches pures de microorganismes (ou en co-cultures c'est à dire en mélange artificiel de cultures pures), et leur utilisation n'est envisageable qu'en absence de contamination microbienne externe afin d'en garantir les performances.

On estime le TRL de ces technologies à 6-7

Le passage à un TRL plus élevé requiert une plus forte visibilité sur les possibilités commerciales de ce type de procédé.

#### 9.1.7.2. Eléments techniques

Les paramètres influant sur la production de H2 sont :

* la disponibilité de source carbonée,

* la disponibilité contrôlée de source azotée ;

* un pH neutre

* la présence de cofacteurs Molybdene et Fer

* une intensité lumineuse suffisante, dans une bande de longueur d'onde entre 500 et 850 nm.

* une température entre 30 et 40°C

* l'âge de l'inoculum et sa concentration

Il est difficile d'avoir des éléments technico-économiques précis. Le projet Hyvolution (2006 – 2010), avec une expérimentation sur site de biophotofermenteur constitue la source d'information « mise en pratique » la plus avancée retrouvée dans l'état de l'art.
<figure><img src="image_205.png" /><figcaption>Aachen</figcaption></figure>

External cooling

<figure><img src="image_206.png" /><figcaption>Ankara</figcaption></figure>

Internal cooling

Figure 160 - Mise en œuvre de photo-bioréacteurs dans le cadre du projet Hyvolution (2006-2010)

<figure><img src="image_207.png" /></figure>

Figure 161 - Schéma de principe de différents photo-bioréacteurs, Source : Bio-hydrogen production from waste materials., Kapdan et al., 2006

Les performances (données retraitées par Megret, Trably et al., 2015) sont

* Rendement moyen de production d'H2 :
* sur substrat simple : 0.6 mole H2/mole acétate (max. théorique de 4) avec env.75% de conversion

* sur substrat complexe : 0.3 mole H2/mole acétate, avec env. 50% de conversion

* Productivité maximale :

* sur substrat simple : 17,4 mL/h/L-1 ou 110 mL/m2/h

* sur substrat complexe : 6,5 mL/h/L ou 40,1 mL/m2/h

Le coût de production de H2 était de l'ordre de 19.93 €/kg (cas de base), avec des projections à long terme à 6.14€/kg, incluant le coût de prétraitement, la fermentation sombre, la photofermentation et l'épuration du gaz.

### 9.1.7.3. Avantages et inconvénients

<table><caption>Figure 162 - Tableau des avantages et inconvénients de la photofermentation</caption><thead><tr><th>Avantages</th><th>Inconvénients</th></tr></thead><tbody><tr><td>Plus simple que la biophotolyse de l'eau</td><td>Faible productivité</td></tr><tr><td>Complémentaire à la fermentation sombre pour la production de H2 à partir d'acétate</td><td>Mise en œuvre des photo-bioréacteurs</td></tr><tr><td></td><td>Maturité technologique</td></tr><tr><td></td><td>Absence de contamination microbienne externe<br>Relativement peu de développements depuis les années 2010</td></tr></tbody></table>

## 9.1.8. Biophotolyse de l'eau

### 9.1.8.1. Principe

**Cas des microalgues :**

En présence de lumière, certaines micro-algues, telle que Chlamydomonas reinhardtii, Chlorella sp., Scenedesmus sp. peuvent produire de l'hydrogène en réalisant une réaction de photolyse de molécules d'eau suivant la réaction suivante :

$$2 \text{H}_2\text{O} + \text{lumière} \rightarrow 2 \text{H}_2 + \text{O}_2$$

Ainsi, cette réaction conduit à une production simultanée d'hydrogène et d'oxygène. Or la production d'hydrogène par les hydrogénases est fortement inhibée par la présence d'oxygène et ne peut donc pas se produire simultanément. De plus, dans le cas d'un fonctionnement « normal » de la cellule, les électrons énergétiques générés par la photosynthèse sont utilisés soit pour produire de la biomasse, soit des hydrates de carbone, composés de stockage intracellulaire du carbone par fixation du CO₂. Il est donc nécessaire de réorienter ce métabolisme vers un dysfonctionnement métabolique pour que les cellules « évacuent » leurs électrons sous forme d'hydrogène par réduction des protons cellulaires. Ce phénomène est obtenu en faisant fonctionner les microorganismes dans certaines conditions opératoires (et notamment en carence en soufre).

Les productivités en hydrogène rapportées dans la littérature sont de l'ordre de 0,07 mmol/h/L.

La majorité des procédés rapportés dans la littérature concerne des souches pures de microorganismes, et leur utilisation n'est envisageable qu'en absence de contamination microbienne externe afin d'en garantir les performances.

**Cas des cyanobactéries**
Certaines cyanobactéries peuvent également réaliser la biophotolyse indirectement lors d'un processus de fixation de l'azote, au sein de cellule différenciée où l'oxygène ne diffuse pas dans la cellule. Afin de réaliser la production d'hydrogène, une carence en azote est nécessaire.

Des productivités de 0,355 mmol/h/L ont été rapportées en utilisant des souches mutantes d'Anabaena sp.

On estime le TRL de ces technologies à 3 – 4.

Le passage à un TRL plus élevé requiert une plus forte visibilité sur les possibilités commerciales de ce type de procédé.

### 9.1.8.2. Avantages et Inconvénients

<table><caption>Figure 163 - Tableau des avantages et inconvénients biophotolyse de l'eau</caption><thead><tr><td>Avantages</td><td>Inconvénients</td></tr></thead><tbody><tr><td>Pas de CO2</td><td>Faible productivité</td></tr><tr><td>Fonctionnement simple avec lumière, algues et eau</td><td>Mise en œuvre des photo-bioréacteurs et découplage des phases</td></tr><tr><td></td><td>Maturité technologique</td></tr><tr><td></td><td>Absence de contamination microbienne externe</td></tr></tbody></table>

## 9.1.9. SMR (Steam Methane Reforming) - réformage du biogaz

### 9.1.9.1. Principe

Le procédé consiste à adapter le réformage vapeur aux conditions du biogaz, et en particulier du biogaz de décharge.

Le biogaz est un mélange gazeux issu de la digestion anaérobie (en absence d'oxygène) de matière organique. Il est composé essentiellement de méthane CH4 (50 à 75%) et de dioxyde de carbone CO2 (25 à 50%) et saturé en eau. Il est produit dans des méthaniseurs à la ferme, industriels ou encore dans des stations de traitements d'eau.

Issue de la digestion anaérobie des déchets dans les installations de stockages de déchets non dangereux (ISDND), le biogaz de décharge comporte des caractéristiques spécifiques dont notamment:

* des polluants spécifiques (siloxane) ;

* de la présence de gaz de l'air (O2 et N2) en quantité non négligeable, consécutif à la non étanchéité parfaite des casiers des ISDND;

* un débit de production qui se forme de manière 'résiduelle' (pouvant être important)

La production de H2 par réformage du biogaz (et spécifiquement du biogaz de décharge) est une voie intéressante, alternative à la production de biométhane ou la cogénération de biogaz.
<figure><img src="image_208.png" /><figcaption>Figure 164 - Schéma de principe du procédé VABHYOGAZ, source Tryfil et AlBHyon</figcaption></figure>

Depuis 2006, le projet VABHYOGAZ et ses différentes phases sur le site de Tryfil dans le TARN ont mis en évidence la faisabilité de l'opération. La société HERA s'est positionnée pour la fourniture d'installations couplées à des postes de livraison de H2 pour des applications de mobilité.

<figure><img src="image_209.png" /><figcaption>Figure 165 - Vue de l'installation pilote de 10 kg H2 /jour sur le site de Tryfil Source : HERA, Tryfil, 2014</figcaption></figure>

### 9.1.9.2. Données techniques

La société HERA propose des modules commerciaux (pré-industrialisation) de 20 à 400 kgH₂/jour avec les caractéristiques suivantes

<table><thead><tr><td></td><td></td><td>Réformage de Biogaz</td></tr></thead><tbody><tr><td>Pression</td><td>bar</td><td>35</td></tr><tr><td>Capacité nominale</td><td>kg/jour</td><td>20 ... 400</td></tr><tr><td>Consommation de biogaz (60% de CH4)</td><td>Nm3/h</td><td>8 ... 152</td></tr><tr><td>Consommation d'eau</td><td>L/h</td><td>10 ... 105</td></tr><tr><td>Consommation électrique</td><td>kW</td><td>7 ... 75</td></tr></tbody></table>
<table><caption>Figure 166 - Données techniques production de H₂ par réformage de biogaz</caption><tr><td>Niveau de prix H2</td><td>€/kgH2</td><td>6 à 14</td></tr><tr><td>Pureté du H2</td><td>%</td><td>99,99%</td></tr></table>

#### 9.1.9.3. Rendement

Le rendement énergétique de cette solution sur énergie primaire est calculé pour une installation de 150 Nm3/h de biogaz (400 kgH₂/j) sur la base des données constructeurs ci-dessous :

<table><caption>Figure 167 - Données constructeur pour le calcul des rendements de la production de H₂ par réformage de biogaz. Source : HERA</caption><tr><td>Débit de biogaz</td><td>152</td><td>Nm3/h</td></tr><tr><td>PCI du biogaz @60% de CH4</td><td>6</td><td>kJ/Nm3</td></tr><tr><td>Puissance PCI biogaz</td><td>912</td><td>kW</td></tr><tr><td>Conso élec</td><td>75</td><td>kW</td></tr><tr><td>Débit de H2</td><td>400</td><td>kg/j</td></tr><tr><td>Débit de H2</td><td>16,7</td><td>kg/h</td></tr><tr><td>PCI H2</td><td>33,33</td><td>kWh/kg</td></tr><tr><td>Puissance (PCI) dans le H2</td><td>555,5</td><td>kW</td></tr><tr><td>Puissance thermique valorisable</td><td>150</td><td>kW</td></tr><tr><td>Rendement EP électricité</td><td>30%</td><td>%</td></tr></table>

Le rendement énergétique est calculé selon différentes hypothèses de définition du périmètre ci-dessous et présenté ci-dessous :

<table><caption>Figure 168 - Calcul du rendement selon différentes modalités, réformage biogaz</caption><thead><tr><td></td><td>Avec prise en compte chaleur</td><td>Hors prise en compte chaleur</td></tr></thead><tbody><tr><td>Rendement</td><td>71%</td><td>56%</td></tr><tr><td>Rendement énergie primaire</td><td>61%</td><td>48%</td></tr></tbody></table>

Du point de vue émission de gaz à effet de serre, le ratio de 0,5 kgCO₂ par kg de H₂ est annoncé pour l'ensemble de cycle de vie du projet (source projet VABHYOGAZ).

#### 9.1.9.4. Avantages et Inconvénients

<table><caption>Figure 169 - Tableau des avantages et inconvénients pour le réformage de biogaz</caption><thead><tr><td>Avantages</td><td>Inconvénients</td></tr></thead><tbody><tr><td>Procédé mature</td><td>Peu d'acteurs et de projets</td></tr><tr><td>Bilan environnemental intéressant, indépendamment de l'origine de l'électricité</td><td>Quantité unitaire faible par site</td></tr><tr><td>Bilan énergétique pertinent</td><td>Coût encore élevé (avant industrialisation)</td></tr><tr><td>Valorisation intéressante du biogaz de décharge</td><td></td></tr><tr><td>Pureté élevée (mobilité)</td><td></td></tr></tbody></table>

#### 9.1.9.5. Perspectives de développement

Le déploiement de ces solutions est limité actuellement par la capacité des marchés de l'hydrogène pour la mobilité à consommer les quantités disponibles localement.

En 2020, la valorisation du biogaz de décharge sous forme d'épuration en biométhane et injection sur les réseaux de gaz est largement privilégiée car bénéficiant de politique de soutien significative (et d'un tarif pour l'injection) et de débouchés importants. Toutefois, ces politiques pourraient s'infléchir dans les années à venir, une fois les principaux objectifs de la PPE atteints (24 TWh, avec déjà 22 TWh en file
d'attente d'après les gestionnaires de réseaux). A contrario, le développement de l'hydrogène et en particulier pour les applications de mobilité, pourrait connaître un développement important. Ce type de solution pourrait être amené à se développer plus fortement à ce moment.

Il y a environ 220 sites ISDND en France, un nombre en baisse depuis plusieurs années, la voie de l'enfouissement étant moins privilégiée que d'autres pour la gestion des déchets dans le cadre des politiques actuelles.

En revanche, le nombre de méthaniseurs (à la ferme, industriel, station de traitement d'eau) est en forte croissance près de 18000 en Europe en 2017 et en croissance de 4% (source : données VOLTIGITAL, d'après EBA statistical).

### 9.1.10. Gazéification du charbon

#### 9.1.10.1. Principe

Le principe de la production de H₂ par gazéification du charbon est similaire à celui de la gazéification de la biomasse avec les différences majeures suivantes :

* Le procédé est hautement mature et répandu (TRL 9). Les technologies sont disponibles et fortement développées, en particulier pour des unités de fortes puissance ;

* Le charbon dispose d'impuretés propres (azote, souffre, métaux lourds) ;

* Une étape de purification avant l'utilisation de catalyseurs (pour le WGS notamment) pour supprimer certains composés (soufrés)

<figure><img src="image_210.png" /><figcaption>Figure 170 - Schéma de principe d'un procédé de gazéification de charbon de large puissance – Source Guandalini G et al., 2016</figcaption></figure>

Les installations sont généralement pour des tailles supérieures à 20 000 Nm³/h de charbon.

Les rendements énergétiques sont généralement plus faibles que pour les unités SMR (de 50 à 75%), d'où des productions de CO₂ par unité d'hydrogène supérieures à la filière SMR.
### 9.1.10.2. Avantages et inconvénients

<table><caption>Figure 171 – Tableau comparatif avantages – Inconvénients pour la filière gazéification de charbon</caption><thead><tr><td>Avantages</td><td>Inconvénients</td></tr></thead><tbody><tr><td>Les avantages du SMR en moins marqués</td><td>Les inconvénients du SMR en plus marqués</td></tr><tr><td>Permet aux acteurs ayant du charbon de produire du H<sub>2</sub></td><td>Plus cher en CAPEX et plus complexe que la filière SMR</td></tr><tr><td></td><td>Gestion de co-produits (cendre)</td></tr></tbody></table>

Dans le plan national du déploiement de l'hydrogène (Ministère de la transition écologique et solidaire, Juin 2018), la gazéification de charbon est indiquée représenter 13,8% de la part de l'hydrogène produit en France<fnref n="57" />, le document ne précisant pas la part selon le procédé présenté ici et la part produite par production de Coke dans la sidérurgie.

## 9.1.11. Combustion in-situ dans les champs pétrolifères avec injection d'O2

### 9.1.11.1. Principe

Les champs d'hydrocarbures, même abandonnés, contiennent encore des quantités importantes de produits pétroliers qui selon certains auteurs peuvent être transformés en hydrogène.

<figure><img src="image_211.png" /><figcaption>Figure 172 - Schéma de principe Source : Proton international</figcaption></figure>

**Première étape** : injection d'oxygène

Un air riche en oxygène est produit (en surface) et injecté en profondeur dans les champs pétrolifères, via des puits spécialisés. Les hydrocarbures rémanents (gaz, coke, hydrocarbures lourds) sont oxydés sur place selon une combustion in-situ. Du fait de cette réaction exothermique, le réservoir devient localement chaud, allant atteindre des températures et pressions élevées, conditions auxquelles les hydrocarbures et l'eau deviennent des sources de H₂.

L'objectif de cette étape est de réaliser un ensemble de réaction de type gazéification des hydrocarbures, thermolyse de l'eau, gazéification du coke, Water Gas Shift in-situ, afin de produire du syngaz (essentiellement H₂ + CO).

De nombreux intermédiaires de réactions sont produits lors de la dégradation des hydrocarbures (maltènes, asphaltènes, coke). Les réactions produisant de l'hydrogène in fine sont :

$$ \text{Coke(s)} + \text{H}_2\text{O} \rightarrow \text{CO} + \text{H}_2 $$

$$ \text{CO} + \text{H}_2\text{O} \rightarrow \text{CO}_2 + \text{H}_2 $$

A noter que certaines réactions consomment également de l'hydrogène, telles que :

$$ \text{Coke(s)} + 2 \text{H}_2 \rightarrow \text{CH}_4 $$

<footnote n="57">⁵⁷ Note : C'est le ministère qui le dit en page 8/19 du rapport : https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/2018.06.01 DP_plan_deployment_hydrogene_0.pdf</footnote>
$$H_2 + \frac{1}{2} O_2 \rightarrow H_2O$$

<table><thead><tr><th>Component</th><th>Molecular weight M<sub>w</sub><br>(kg/gmol)</th><th>Critical<br>temperature<br>T<sub>c</sub> (°C)</th><th>Critical pressure<br>P<sub>c</sub> (kPa)</th></tr></thead><tbody><tr><td>Water</td><td>0.01802</td><td>373.85</td><td>22107</td></tr><tr><td>Maltenes</td><td>0.4067</td><td>618.85</td><td>1478</td></tr><tr><td>Asphaltenes</td><td>1.0928</td><td>903.85</td><td>792</td></tr><tr><td>C<sub>x</sub>H<sub>y</sub>O<sub>z</sub></td><td>0.0432</td><td>21.85</td><td>7176</td></tr><tr><td>CH<sub>4</sub></td><td>0.01604</td><td>-82.55</td><td>4600</td></tr><tr><td>CO</td><td>0.02801</td><td>-140.25</td><td>3496</td></tr><tr><td>CO<sub>2</sub></td><td>0.04401</td><td>31.05</td><td>7376</td></tr><tr><td>O<sub>2</sub></td><td>0.0320</td><td>-119.15</td><td>5046</td></tr><tr><td>H<sub>2</sub></td><td>0.002016</td><td>-239.96</td><td>1315</td></tr><tr><td>N<sub>2</sub></td><td>0.002801</td><td>-146.95</td><td>3394</td></tr><tr><td>Coke</td><td>0.01313</td><td>-</td><td>-</td></tr></tbody></table>

Figure 173 - Liste des intermédiaires de réactions en combustion in-situ. Source: Potential for hydrogen generation from in situ combustion of Athabasca bitumen, Kapadia et al., 2011

Le niveau de température influe sur la productivité en H₂ : pour une température optimale, le craquage thermique et l'oxydation à basse température prédomine, favorisant la production de coke, ce qui entraîne une accélération de la production de H₂. Pour une température top importante, le coke est consommé via des réactions d'oxydations haute température et moins de H₂ est produit.

<figure><img src="image_212.png" /></figure>

Figure 174 - Modélisation de la productivité d'hydrogène (en %molaire) selon les conditions de températures et de pression pour le réservoir de bitumeux Athabasca au Canada. Source:
Potential for hydrogen generation from in situ combustion of Athabasca bitumen, Kapadia et al.,
2011

Cette première étape est prévue pour durer potentiellement plusieurs semaines.

Le chauffage peut être accentué par différents moyens additionnels. On mentionne l'utilisation de radio-
fréquence, de résistance électrique ou d'injection de vapeur.

Seconde étape : extraction d'hydrogène

L'hydrogène est ensuite être récupéré par des puits d'extraction muni de filtre à H₂. Ces filtres sont des membranes sélectives, perméable au H₂. L'état de l'art considère différentes configurations, dont une configuration en cartouche combinant un milieu poreux, une couche de céramique et l'utilisation d'alliage de palladium, vanadium, tantale ou niobium.

Dans le cas d'une extraction de syngaz, du carbone peut être relargué à l'atmosphère ou recirculé dans le réservoir. Préférentiellement, les composés carbonés restent dans le réservoir (à condition de ne pas passer le filtre H₂).

Cette voie est essentiellement proposée par la société Proton Technologies au Canada.

Au stade actuel, les étapes du procédé ne sont pas totalement définies (notamment les modalités de séparation du CO et du H₂, la nécessité ou non de compresser le syngaz avant filtration).

9.1.11.2. Statut actuel

Ce procédé vise une production massive d'hydrogène. Il est bien décrit dans la littérature scientifique, mais reste cependant à un TRL moyen (5-6), mais avec encore de nombreuses incertitudes compte tenu des enjeux liés aux réservoirs.

La société Proton Technologies dispose d'un site pilote en Alberta, de faible capacité et avec une approche pouvant sembler très « expérimentale ».

<figure><img src="image_213.png" /><figcaption>Figure 175 - extrait de la visite vidéo du site de proton technologies. Source youtube, proton technologies<fnref n="58" /></figcaption></figure>

Le bilan environnemental (en CO₂) est mal connu. En théorie, les gaz en base carbonés restent dans le réservoir et ne sont pas extraits.

Les coûts de revient annoncés (par Proton technologies) sont de l'ordre de 0.65 à 0.5 USD/kg H₂.

<footnote n="58">⁵⁸ Source de la visite du site de PROTON INTERNATIONAL : https://youtu.be/NfN7DbWWmS0</footnote>