L'e-méthane au Japon : objectif de 1 % dans le gaz de ville d'ici 2030 et 90 % d'ici 2050

Les entreprises gazières japonaises misent sur l'e-méthane – un méthane synthétique produit à partir d'hydrogène vert et de dioxyde de carbone – comme voie principale de décarbonation du gaz de ville. Dans le plan d'action de la Japan Gas Association (JGA), adopté en juin 2021, deux objectifs sont fixés : d'ici 2030, construire une chaîne de valeur incluant l'importation d'e-méthane et atteindre 1 % d'e-méthane dans les livraisons de gaz de ville, et d'ici 2050, un gaz de ville neutre en carbone, où l'e-méthane constitue la principale matière première, le reste étant couvert par l'utilisation directe d'hydrogène, le biogaz et d'autres moyens. Argus a indiqué en mai 2024 que le ministère de l'Industrie vise à ce que l'e-méthane représente 1 % du gaz de ville en 2030 et 90 % en 2050.

Pourquoi l'e-méthane

Les partenaires du projet aux Émirats arabes unis soulignent (LNG Prime) que l'e-méthane est compatible avec l'infrastructure existante du GNL – navires méthaniers et terminaux – ainsi qu'avec l'infrastructure du gaz de ville, y compris les gazoducs et les équipements des consommateurs. Il ne nécessite donc pas de reconstruction des installations, contrairement à l'hydrogène pur. Selon la JGA, le prix de l'e-méthane est déterminé principalement par le coût de l'électricité, c'est pourquoi des études de faisabilité sont menées dans les régions riches en énergies renouvelables et à proximité des terminaux GNL existants.

Projets clés (état en août 2024)

• Cameron LNG (États-Unis, Louisiane). Mitsubishi Corporation, Tokyo Gas, Osaka Gas, Toho Gas et Sempra Infrastructure Partners prévoient de produire de l'e-méthane aux États-Unis et de le liquéfier dans le terminal existant Cameron LNG. La production cible est de 130 000 t de CH₄ par an (environ 180 millions de Nm³ de CH₄), soit environ 1 % de la demande totale des trois entreprises d'ici 2030. Selon la JGA, une décision finale d'investissement (FID) est nécessaire en 2025 pour que l'objectif de 1 % en 2030 soit réaliste ; le début de la production est prévu à partir de l'année fiscale 2030.
• Midwest des États-Unis. Osaka Gas, Tallgrass et Green Plains étudient un projet d'une capacité allant jusqu'à 200 000 t de CH₄ par an à partir d'hydrogène bleu et de CO₂ biogénique.
• Émirats arabes unis. Tokyo Gas, Osaka Gas, Inpex et Masdar ont signé un accord pour une étude de faisabilité conjointe sur la production d'e-méthane à Abou Dabi (23 janvier 2024) ; Masdar et Inpex menaient une étude similaire depuis juillet 2023. Tokyo Gas et Osaka Gas prévoient de recevoir de l'e-méthane en quantité équivalente à 1 % de la demande annuelle de chaque entreprise.
• Australie. Santos, Tokyo Gas, Osaka Gas et Toho Gas mènent une étude pré-FEED dans le bassin de Cooper.
• Japon. À Nagaoka, en octobre 2023, la construction principale d'une installation pilote de méthanisation (environ 400 Nm³/h, injection dans les gazoducs à partir de l'année fiscale 2025) a commencé ; Hitachi Zosen a testé en 2022 une production de 125 Nm³/h avec la ville d'Odawara ; JFE Steel et IHI doivent construire une installation de 500 Nm³/h d'ici la fin de l'année fiscale 2024 ; en mai 2024, des recherches sur la production nationale ont débuté dans la papeterie Oji Paper à Tomakomai ; une échelle de 10 000 Nm³/h a également été étudiée dans la région du port d'Osaka.

Mise à l'échelle de la technologie

La JGA présente une feuille de route pour la mise à l'échelle des installations de production, passant de 400 Nm³/h à 10 000 Nm³/h, puis à 60 000 Nm³/h, le coût dépendant du prix de l'électricité, de l'approvisionnement en CO₂ et du coût des équipements de méthanisation. En 2024, une méthanisation biologique à l'échelle de 5 Nm³/h a été lancée à Chita en collaboration avec les autorités locales, illustrant le lien entre cette technologie et le biogaz.

Barrières

• Coût. La JGA identifie l'électricité (dépendante de la production d'hydrogène), l'approvisionnement en CO₂ et le coût des équipements de méthanisation comme principaux composants des coûts.
• Source de CO₂. Les projets envisagent du CO₂ biogénique (Midwest ainsi que l'étude de faisabilité sur l'e-méthane biogénique d'Osaka Gas, IHI et Petronas).
• Échelle. L'objectif de 90 % en 2050 est un scénario politique, et non une prévision de marché – il nécessite la construction d'une chaîne d'approvisionnement mondiale.

Rôle du biogaz

Dans la stratégie de la JGA, le biogaz reste un complément : en 2050, avec l'utilisation directe d'hydrogène, il doit couvrir la partie du gaz de ville qui ne provient pas de l'e-méthane. Pour la Pologne, qui dispose d'un fort potentiel agricole, la voie du biométhane reste plus pertinente à moyen terme, mais les expériences du Japon avec l'e-méthane montrent comment exploiter l'infrastructure gazière existante.