Plateforme pour l’eau, le gaz et la chaleur
Notre stratégie énergétique nationale ne prévoit pas a priori un rôle central à l’industrie Suisse du gaz naturel et à son infrastructure. Son absence dans la stratégie nationale de production électrique, la décarbonation de l’industrie et surtout le remplacement de chaudières à gaz, individuelles et en centrale des réseaux thermiques, par des alternatives renouvelables changeront massivement le paysage économique de l’industrie gazière.
Certes, la disponibilité de biogaz permettra à certaines installations de maintenir leur opération mais la loi de l’offre et de la demande en fera une ressource à valeur ajoutée plutôt qu’une commodité. La transition énergétique force ainsi à revoir le rôle des acteurs de l’industrie du gaz.
Dans ce contexte, les technologies de power-to-gas peuvent se présenter comme:
Le photovoltaïque constitue un axe majeur du développement de la production électrique renouvelable en Suisse. Son utilisation pour le remplacement futur de la production d’électricité nucléaire accentuera le déficit actuel de production hivernale et engendrera une surproduction importante en été. Les batteries électro-chimiques ne permettent pas un stockage de plusieurs mois. Le modèle d’affaires du pompage-turbinage ne se prête pas à un stockage de longue durée; aussi sa capacité de stockage énergétique est largement insuffisante. Une utilisation des barrages à des fins de stockage saisonnier serait possible mais demanderait une gestion centralisée de l’ensemble du parc national peu réaliste. La solution la plus viable repose sur une conversion de l’énergie électrique en énergie chimique en été et sa reconversion l’hiver via le «power-to-gas-to-power» avec un gaz synthétique dont plusieurs candidats sont possibles – hydrogène, syngas, méthane. Dans le scénario étudié par Roger Nordmann, il est estimé qu’une capacité de production photovoltaïque de 72 GW nécessiterait un stockage saisonnier d’environ 12 TWh de gaz de synthèse [1].
Un deuxième grand défi auquel fait face la Suisse dans sa transition énergétique est celui de la décarbonation des activités de l’industrie des procédés (p. ex. industries pharmaceutique, chimique, métallurgique ou de la production du ciment) et les centrales d’incinération des déchets. La sobriété et l’efficacité énergétiques ainsi que l’électrification de certains procédés permettent de réduire les émissions de CO2 de ces industries. Mais la gestion des émissions de CO2 résultant d’une combustion nécessaire pour des procédés à haute température (> 500 °C), communément appelées «hard to abate emissions», reste problématique. Il existe la possibilité de capturer le CO2 présent dans les gaz de fumées. Mais cette technologie est chère et énergivore et la valorisation économique du CO2 capturé est quasi-inexistante.
Une alternative à cette voie serait une adaptation du concept de «power-to-gas-to-power» pour transformer, en boucle fermée et flux continu, une électricité d’origine renouvelable dans un gaz actuellement utilisé dans les fours. Cela permettrait une décarbonation des procédés industriels à haute température sans transformation massive des fours ni recours à la capture du CO2.
La proximité de l’EPFL Valais-Wallis (EPFL), de la HES-SO Valais-Wallis (HES) et du fournisseur multiénergie OIKEN a permis de réunir les compétences nécessaires à la construction d’un démonstrateur unique sur la thématique du power-to-gas-to-power sur le Campus Energypolis à Sion. L’installation est conçue pour convertir les excédents d’électricité d’origine photovoltaïque produits en toiture des bâtiments en méthane de synthèse, puis les injecter sous cette forme dans le réseau de gaz naturel, à une pression de 5 bar. Son fonctionnement est réversible; le gaz naturel du réseau peut ensuite être reconverti en électricité et en chaleur.
Les différents éléments constituants cette chaîne de conversion et son fonctionnement sont illustrés sur la figure 1, soit:
En mode pile à combustible (SOFC) le système produit de l’électricité qui sera consommée directement sur site ou injectée dans le réseau en consommant du gaz naturel. La chaleur dégagée est également valorisée localement pour contribuer au chauffage des bâtiments. En mode électrolyse (SOE), le système produit de l’hydrogène à partir de vapeur d’eau et d’électricité générée par des panneaux photovoltaïques.
La contribution principale recherchée réside dans le couplage de tous ces éléments entre eux. Les mesures permettront de caractériser le fonctionnement réel de la chaîne et de valider les modèles utilisés pour son dimensionnement. Les résultats du projet serviront à définir les possibilités d’optimisation des performances énergétiques de cette technologie, d’estimer le coût de l’électricité stockée en été puis restituée en hiver et de fournir des outils pour la planification de systèmes de stockage énergétiques saisonniers à l’échelle des villes, des cantons ou du pays.
La taille raisonnable de ce démonstrateur offre une grande flexibilité pour explorer plusieurs cas d’application aux exigences très différentes. En mode pile à combustible (SOFC), sa puissance électrique de 8 kW correspond, à titre indicatif, à la puissance moyenne d’une quinzaine de ménages. Ce dimensionnement est suffisant pour évaluer les performances du système et étudier leur extrapolation à plus grande échelle. Son intégration dans un environnement opérationnel représentatif d’une application réelle permet de réaliser ces essais dans des conditions concrètes d’exploitation. Cette échelle facilite également les adaptations pour saisir de nouvelles opportunités d’évolution et intégrer, à des coûts supportables, des composants dont le niveau de maturité technologique est encore limité. La prochaine étape consistera à sélectionner un cas d’application et à réaliser un démonstrateur de plusieurs centaines de kilowatts, en s’appuyant sur les enseignements acquis à Sion.
Le développement et la réalisation du démonstrateur ont bénéficié des contributions financières, mais aussi humaines et techniques, de partenaires industriels, notamment OIKEN, Novelis, Gaznat et SolydEra, ainsi que du soutien financier du programme Flagship d’Innosuisse, du dispositif DémoValais du canton du Valais et du Fonds de recherche de l’industrie gazière suisse (FOGA).
Le système rSOC pour «reversible solid oxide cell» représente le cœur du démonstrateur (n° 2 dans la fig. 1). Il fonctionne à une température située entre 700 et 750 °C. Le même empilement de cellules peut être utilisé comme électrolyseur de vapeur d’eau en mode SOE, ou comme pile à combustible en mode SOFC [2]. Le système développé par l’équipe du Prof. Jan Van Herle à l’EPFL est équipé d’un empilement de cellules du constructeur SolydEra et d’un réseau optimisé d’échangeurs de chaleur pour l’intégration énergétique des flux de chaleur.
En mode SOFC, l’installation fournit jusqu’à 8 kW électriques à partir du gaz combustible. En mode SOE, elle absorbe une puissance électrique nominale de 25 kW pour produire de l’hydrogène à partir de vapeur d’eau. La vapeur provient des récupérations de chaleur du système, principalement du méthanateur lorsque celui-ci fonctionne; un évaporateur électrique externe assure l’appoint nécessaire. L’hydrogène est produit à une pression proche de la pression atmosphérique, puis comprimé jusqu’à environ 20 bar, le méthanateur fonctionnant sous pression, par deux compresseurs à piston sans huile, afin de limiter le risque de contamination.
L’un des atouts de cette technologie est son rendement de conversion élevé. En mode SOE, les systèmes de l’ordre du mégawatt présentent un rendement électrique de 74 à 90% sur PCI (pouvoir calorifique inférieur), lorsque la vapeur nécessaire à l’électrolyse est disponible. En mode SOFC, le rendement électrique peut dépasser 60% sur PCI avec des combustibles tels que le gaz naturel, sans tenir compte de la valorisation éventuelle de la chaleur produite [3]. Ces valeurs constituent des références à valider dans le cadre de ce projet.
Le méthanateur (n° 4 dans la fig. 1) transforme l’hydrogène et le CO2 selon la réaction de Sabatier:
Cette réaction libère de la chaleur. Dans le réacteur développé par l’EPFL, le mélange H2 /CO2 se répartit entre cinq tubes contenant des lits catalytiques, puis les flux se rejoignent à la sortie. L’eau entourant les tubes récupère la chaleur par ébullition. La vapeur est soutirée en partie supérieure du réservoir pour alimenter le système rSOC.
Ce couplage donne deux fonctions au refroidissement du réacteur: maîtriser la température de réaction et fournir une partie de l’énergie nécessaire à l’électrolyse. Le débit de vapeur disponible dépend de l’activité du méthanateur, elle-même liée à la production d’hydrogène. La régulation doit donc coordonner les équipements pour stabiliser les échanges lors des variations de puissance. En sortie du méthanateur, le gaz riche en méthane doit être refroidi et séché avant son injection.
Le choix de convertir l’hydrogène en méthane tient compte de la nécessité de transporter le gaz produit vers les installations de stockage saisonnier en caverne. La méthanation permet de bénéficier des infrastructures existantes de transport et de distribution du gaz naturel pour relier les sites de production aux sites de stockage.
En mode SOFC, les gaz en sortie d’anode sont principalement constitués de vapeur d’eau, de dioxyde de carbone et d’espèces combustibles résiduelle (10–15% H2 et CO). Un brûleur de postcombustion alimenté en oxygène (n° 6 dans la fig. 1) assure l’oxydation de ces derniers, afin d’obtenir un mélange idéalement composé uniquement de CO2 et de H2O.
L’oxygène sera produit par séparation de l’air par adsorption modulée en pression (PSA). La consommation électrique limitée de ce procédé sera intégrée au bilan énergétique, et l’influence des éventuelles impuretés sera évaluée. La récupération et le stockage de l’oxygène produit en mode électrolyse constituent une autre voie envisagée dans le cadre d’un développement futur du démonstrateur de Sion.
Le couplage de la rSOC à une microturbine (n° 7 dans la fig. 1) permet de valoriser une part supplémentaire de l’énergie des gaz lors de la séparation du CO2 et de la vapeur d’eau. Le procédé envisagé consiste à détendre le mélange dans une microturbine, condenser la vapeur d’eau, puis de recomprimer le CO2 ainsi séparé pour son stockage.
Le troisième couplage majeur du démonstrateur concerne la compression, la liquéfaction et le stockage du CO2 (n° 8 dans la fig. 1), avec pour objectif de fermer la boucle du carbone et de tendre vers un bilan neutre en émissions de CO2 sur un cycle complet. La validation de cette boucle constitue un objectif expérimental. Le bilan réel devra intégrer les pertes de carbone, les purges, les besoins d’appoint ainsi que les consommations énergétiques liées au traitement et au stockage du CO2.
Le principal défi consiste à maîtriser la réaction d’oxycombustion en amont, en ajustant l’apport d’oxygène au plus près des proportions stœchiométriques afin de limiter la présence d’O2 ou d’H2 résiduel. Ces composants posent des problèmes de sécurité que les analyses de sécurité préalables permettront de caractériser, en vue de proposer des solutions adaptées aux conditions réelles d’exploitation.
D’ici fin 2026, le démonstrateur de Sion disposera d’une capacité de stockage sur site d’environ une tonne de CO2 à une pression de 32 bar.
Afin de se rapprocher des conditions réelles d’exploitation, le stockage initialement prévu du méthane produit dans des bouteilles a été remplacé par une injection directe du méthane renouvelable dans le réseau de gaz d’OIKEN (n° 5 dans la fig. 1). La présence de 1 à 10 % d’hydrogène non converti dans le gaz en sortie de méthanateur a nécessité une coordination étroite entre OIKEN, gestionnaire du réseau, et la HES, opératrice de l’installation d’injection. Deux postes de détente situés à proximité du point d’injection ont ainsi été équipés d’instruments de mesure par les exploitants du réseau de gaz. Les données recueillies sur ces postes et sur l’installation sont échangées en temps réel entre les deux partenaires afin d’assurer le respect des exigences de la directive G18 «Qualité du Gaz» de la SVGW aux différents points de consommation.
Cette collaboration associe la recherche appliquée aux réalités de l’exploitation des réseaux énergétiques. Elle permet à OIKEN d’acquérir une expérience concrète des contraintes techniques, réglementaires et opérationnelles liées à l’injection de gaz renouvelable avec notamment la présence d’hydrogène. Participer à la conception du démonstrateur, en comprendre le fonctionnement et en évaluer les performances permet d’apprécier l’intérêt stratégique du power-to-gas sur la base de résultats tangibles. Cette expérience contribue également à atténuer les réticences afin d’aborder de futurs projets avec davantage de confiance.
À l’heure actuelle, le cœur du démonstrateur, le système rSOC, est installé (fig. 2). Les premiers essais du système rSOC ont débuté durant l’été 2026, avec des montées en température au-delà de 700 °C et la mise sous courant. Ils ont permis de vérifier le comportement thermique du système, le fonctionnement de l’instrumentation ainsi que les fonctions de commande et de sécurité.
L’intégration du brûleur d’oxycombustion, du méthanateur, du stockage de CO2 et du poste d’injection est prévue d’ici fin 2026. Celle de la microturbine, suivie de l’exploitation en continu de la chaîne de conversion complète, est planifiée pour début 2027.
Au cours du premier semestre 2027, le démonstrateur sera utilisé pour apporter des réponses expérimentales aux problématiques des deux principaux partenaires du projet, Novelis (entreprise spécialisée dans le laminage et le recyclage de l’aluminium) et OIKEN. Pour Novelis, l’étude porte sur l’intégration des technologies de conversion énergétique et de recyclage du carbone aux procédés industriels à haute température, afin de contribuer à la décarbonation de la production d’aluminium. Le principe consiste à utiliser de l’électricité renouvelable pour produire des combustibles de synthèse à partir d’eau et de CO2, puis à les brûler dans les fours de fusion avec de l’oxygène pur ou dilué par du CO2. L’eau et le CO2 issus de cette oxycombustion sont ensuite récupérés et réutilisés pour produire de nouveaux combustibles, formant ainsi une boucle de recyclage. Les simulations réalisées à l’EPFL indiquent que, sous les hypothèses retenues, un système associant rSOC, méthanation, stockage saisonnier et récupération de chaleur pourrait réduire d’environ 70% les émissions nettes de CO2 de l’ensemble constitué du site industriel et du réseau de chauffage urbain associé [4].
Pour OIKEN, la décarbonation doit passer par une combinaison de solutions technologiques complémentaires. L’objectif de ce projet est de renforcer ses compétences dans l’injection de gaz renouvelables dans le réseau et d’évaluer l’intérêt des solutions de stockage saisonnier de l’électricité par conversion des excédents photovoltaïques estivaux en méthane. Les modèles développés à la HES permettent de déterminer le dimensionnement et la stratégie d’exploitation d’un système rSOC pour un périmètre de consommation donné, selon les hypothèses et les critères d’optimisation retenus.
Le tableau 1 présente, à titre d’exemple, les résultats obtenus pour un quartier dont la production photovoltaïque annuelle représente environ 1,5 fois la consommation d’électricité. La configuration étudiée associe un système rSOC d’une puissance d’environ 15 MW en mode «électrolyse» et de 5 MW en mode «pile à combustible» à des batteries d’une capacité totale d’environ 40 MWh. Environ 50% de la production photovoltaïque annuelle peut être convertie en méthane et stockée pour couvrir environ 30% des besoins annuels du quartier, permettant d’atteindre des niveaux d’autarcie et d’autoconsommation électrique d’environ 95%.
| RĂ©partition de la production photovoltaĂŻque | MWh | % |
| Autoconsommation directe | 15 900 | 31 |
| Charge des batteries | 7000 | 14 |
| Alimentation de la SOE | 25 400 | 50 |
| Exportation vers le réseau | 2400 | 5 |
| Production totale | 50 700 | 100 |
| Couverture des besoins en électricité | MWh | % |
| Autoconsommation directe | 15 900 | 45 |
| DĂ©charge des batteries | 7000 | 20 |
| Production de la SOFC à partir du CH4 stocké | 10 400 | 30 |
| Importation depuis le réseau | 1900 | 5 |
| Consommation totale | 35 200 | 100 |
Les figures 3 et 4 illustrent le fonctionnement des différents équipements au cours d’une journée type d’été et d’une journée type d’hiver. Elles montrent la complémentarité entre le stockage journalier et saisonnier de l’électricité. Ces deux applications présentent des profils de demande et des contraintes d’exploitation distincts. Les mesures réalisées sur le démonstrateur permettront de calibrer les modèles et d’évaluer leur capacité à reproduire le fonctionnement réel de l’installation. Elles fourniront ainsi une base expérimentale pour le dimensionnement préliminaire de systèmes power-to-gas adaptés à chacun des deux cas.
Le démonstrateur du Campus Energypolis permettra d’évaluer, en conditions réelles, une chaîne complète de power-to-gas-to-power associant conversion réversible, méthanation, valorisation de la chaleur, injection du gaz renouvelable dans le réseau urbain et recyclage du CO2. Les essais préciseront les performances globales et les contraintes d’exploitation du système, afin d’apprécier son intérêt pour le stockage saisonnier de l’électricité et, dans une configuration adaptée, pour la décarbonation des procédés industriels.
Le projet contribue également au développement des compétences des partenaires impliqués. En confrontant les entreprises locales à de nouvelles exigences techniques, la construction du démonstrateur favorise l’acquisition d’un savoir-faire utile à la réalisation de futures installations.
La phase expérimentale permettra de faire progresser la maturité du système en validant le bon fonctionnement des équipements couplés et en identifiant les améliorations nécessaires. Les données recueillies serviront à consolider les modèles et les outils d’aide à la décision pour la planification énergétique. Elles permettront de mieux évaluer le potentiel de ces solutions pour réduire les émissions de gaz à effet de serre, décarboner les ménage et l’industrie et renforcer l’autonomie énergétique ainsi que la résilience du pays.
[1] Nordmann, R. (2023): Urgence énergie et climat: investir pour une transition rapide et juste. Lausanne, Suisse: Éditions Favre SA
[2] Venkataraman, V. et al. (2019): Reversible solid oxide systems for energy and chemical applications – Review & perspectives. Journal of Energy Storage 24: 100 782.
[3] Friedl, M. et al. (2023): L’électrolyse à haute température. Technologie innovante au cœur des systèmes Power-to-X. Aqua & Gas 11/2023: 40–44
[4] Flórez-Orrego, D. et al. (2025): Integration of renewable energy and reversible solid oxide cells to decarbonize secondary aluminium production and urban systems. Proceedings of the 35th European Symposium on Computer Aided Process Engineering (ESCAPE 35), Gand, Belgique, 6–9 juillet 2025
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