Voici un problème que les ingénieurs du système électrique connaissent bien et dont on commence à parler de plus en plus dans les cercles grand public : que fait-on de l'électricité quand il y en a trop ? Par beau temps venteux, les parcs éoliens et solaires peuvent produire plus que le réseau ne consomme. Résultat : on les déconnecte ou on les "écrête", ce qui revient à gaspiller de l'énergie propre. À l'inverse, par temps calme et couvert, il n'y a plus assez de production renouvelable, et il faut compenser avec des sources pilotables — gaz, hydraulique, nucléaire.

Ce déséquilibre entre production et consommation est l'un des grands défis de la transition énergétique. Et c'est précisément là que l'hydrogène offre une proposition de valeur unique : transformer l'électricité excédentaire en H₂, stocker ce gaz, puis le reconvertir en électricité ou l'utiliser directement quand on en a besoin.

C'est le concept du "power-to-gas" (P2G), et il mérite qu'on en parle sans naïveté ni scepticisme excessif.

Pourquoi les batteries ne suffisent pas

Pour les variations de quelques heures (pic du matin, creux de la nuit), les batteries lithium-ion sont adaptées. Elles chargent et déchargent rapidement, avec un bon rendement, et leur coût baisse vite.

Mais le vrai défi du futur réseau électrique renouvelable, ce n'est pas le stockage intra-journalier. C'est le stockage intersaisonnier : comment compenser le fait qu'en hiver, quand la consommation est maximale, la production solaire est minimale ? En Europe, cet écart saisonnier représente des dizaines de TWh. Stocker autant d'électricité dans des batteries serait soit physiquement impossible (en termes de volumes de matériaux), soit économiquement absurde.

L'hydrogène, en revanche, peut être produit massivement en été quand le solaire abonde, comprimé et stocké dans des cavernes salines (qui existent déjà en France et en Allemagne), puis reconverti en électricité l'hiver via des turbines à gaz ou des piles à combustible. La capacité de stockage est théoriquement illimitée — il suffit d'avoir suffisamment de cavernes et d'infrastructures.

Le rendement aller-retour : le talon d'Achille

Soyons honnêtes sur les chiffres. Le cycle complet power-to-gas-to-power n'est pas efficace : on perd beaucoup d'énergie dans l'électrolyse (~70 % de rendement), dans la compression, dans le stockage, et dans la reconversion (pile à combustible ~55 %, turbine à gaz H₂ ~40-50 %). Aller-retour, on récupère entre 25 et 45 % de l'électricité initiale selon le chemin emprunté.

C'est nettement inférieur aux batteries (90-95 % aller-retour). Mais cette comparaison n'est pas complètement juste : les batteries ne peuvent pas stocker de l'énergie pendant des mois. On ne compare pas la même chose.

La vraie comparaison est : vaut-il mieux perdre 60 % de l'énergie d'une production renouvelable excédentaire pour la stocker et la réutiliser en hiver, ou bien la gaspiller complètement ? Dans ce cadre, 40 % de rendement devient très intéressant.

Le power-to-X : aller plus loin que le reconversion directe

Une variante encore plus intéressante du power-to-gas est ce qu'on appelle le power-to-X. Au lieu de reconvertir l'H₂ en électricité (avec les pertes que ça implique), on l'utilise directement comme vecteur énergétique — pour la mobilité, l'industrie, ou le chauffage. Dans ce cas, le rendement global est bien meilleur, car on évite une étape de conversion.

Autre option : combiner l'H₂ avec du CO₂ capturé (des émissions industrielles ou de l'air) pour synthétiser du méthane de synthèse (power-to-methane), qui peut être injecté dans les réseaux de gaz existants. Ou synthétiser des carburants liquides — méthanol, kérosène de synthèse, ammoniac — qui peuvent être stockés et transportés facilement.

Ces carburants de synthèse sont une piste sérieuse pour l'aviation et le transport maritime, qui sont très difficiles à électrifier directement.

Projets concrets en France et en Europe

L'installation Jupiter 1000 à Fos-sur-Mer (Marseille), opérée par GRTgaz, est l'un des premiers pilotes industriels de power-to-gas en France. Elle produit de l'H₂ par électrolyse avec de l'électricité renouvelable, puis l'injecte dans le réseau de gaz naturel ou le transforme en méthane de synthèse. Les enseignements de cette installation alimentent les projets de plus grande taille.

En Allemagne, le projet DEEP de Thyssenkrupp utilise l'électricité excédentaire des parcs éoliens de mer du Nord pour produire de l'H₂ destiné à la sidérurgie. En Écosse, des projets combinent éolien offshore et production d'hydrogène pour le transport maritime local.

Ce qu'il reste à résoudre

Le stockage souterrain à grande échelle n'est pas universel : les cavernes salines, idéales pour l'H₂, existent dans certaines régions (nord-ouest de la France, Allemagne) mais pas partout. D'autres options — stockage dans des formations géologiques naturelles, réservoirs épuisés — sont à l'étude mais moins matures.

La reconversion en électricité à grande échelle (turbines à gaz H₂, grandes piles à combustible stationnaires) n'est pas encore industrialisée au niveau requis. Les fabricants de turbines (Siemens, GE, Mitsubishi) développent des versions capables de brûler de l'H₂ pur ou des mélanges, mais les déploiements à grande échelle restent à venir.

L'hydrogène comme brique de stockage du système électrique futur est une direction sérieuse et crédible. Pas la seule, pas suffisante seule. Mais un élément d'une architecture énergétique plus robuste, notamment pour adresser la variabilité saisonnière que les batteries ne peuvent pas couvrir. C'est une pièce du puzzle — importante, mais une pièce parmi d'autres.