Contexte et objectifs
Situé à Fos sur Mer, le démonstrateur de power-to-gas Jupiter 1000 est le premier démonstrateur de power-to-gas en France sur le réseau de transport de gaz naturel.
Son objectif principal est de tester l’injection d’une part d’hydrogène dans les réseaux de transport, ainsi que la production de méthane de synthèse à partir de CO2.
Piloté par GRTgaz, le projet rassemble la Compagnie Nationale du Rhône (fourniture d’électricité renouvelable), McPhy Energie (technologies d’électrolyse), Khimod (méthanation), Leroux & Lotz (captage du CO2), le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA),Teréga, le Grand Port Maritime de Marseille, RTE et CMA-CGM.
Le projet a débuté en 2014, la phase de test a débuté en 2020 et l’exploitation du démonstrateur et réalisation complète des programmes d’essais seulement en 2024. Le budget est estimé à 39,3 millions d’euros dont 24,1 millions d’euros couverts par les tarifs, mais est aussi en partie financé par le fonds FEDER, la Région PACA et par les fonds du programme des investissements d’avenir de l’ADEME. Les coûts ont augmenté de 8M€ par rapport au budget initial.
Ce démonstrateur vise à :
- valider les performances des briques élémentaires (électrolyse, méthanation, captage) et les faire fonctionner en les associant
- valider l’injection d’une part d’hydrogène dans le réseau et étudier l’impact éventuel de l’hydrogène en mélange par les industriels situés en aval ;
- préparer le contexte réglementaire (valeur gaz vert injecté, garanties d’origine, CO2, taxes, etc.) ;
- faire émerger les points durs du modèle économique, et identifier des pistes afin d’atteindre la rentabilité ;
- rassembler les acteurs et industriels du secteur pour initier la filière power-to-gas en France.
Le démonstrateur a permis jusqu'ici à GRTgaz, Teréga et RTE de :
- Tester l’impact de l’injection d’hydrogène sur le réseau de transport de gaz : pour plus de détail se référer au rapport 2022 ;
- Se familiariser avec les technologies d’électrolyseurs (alcaline et PEM) et leurs caractéristiques (notamment leur flexibilité et les risques industriels associés) : pour plus de détail se référer au rapport 2022 ;
- Se familiariser avec la brique CO2 (captage et méthanation) : le retour d’expérience des gestionnaires de réseau est à venir, la mise en service du système de captage ayant eu lieu en 2024.
Sur le volet économique, les coûts de production et d’injection de l’hydrogène dans les réseaux sont encore élevés (~150-200€/MWh vs ~90-120€/MWh pour le biométhane) selon les analyses économiques menées par le CEA.
