- une consommation très variable
- et une production dont une part
croissante est « fatale », c’est-à-dire intermittente et plus ou
moins prévisible (énergies hydraulique au fil de l’eau, marémotrice, éolienne,
photovoltaïque)
aboutira à poser le problème du stockage de l’énergie électrique excédentaire
produite par les filières fatales en période de faible consommation.
L’hydrogène peut être produit par électrolyse de l’eau, et
utilisé comme carburant pour un moteur à gaz ou une turbine à gaz couplés à un
alternateur, ou directement dans une pile à combustible. Il a donc a été
proposé depuis longtemps comme vecteur
d’énergie, et ce dans trois applications bien distinctes :
- Le stockage de l’énergie de réseau
- Les véhicules
- L’alimentation d’appareils électroniques
portatifs, dite « mobilité »
Si
la possibilité d’utiliser l’hydrogène comme vecteur d’énergie est techniquement
indiscutable, et a d’ailleurs été largement démontrée par des prototypes,
notamment dans l’automobile et la mobilité, elle reste économiquement incertaine, particulièrement en ce qui concerne les réseaux, auxquels nous nous
limiterons ci-dessous.
2. L’hydrogène présente des avantages évidents :
- Un record absolu de densité énergétique
par rapport à sa masse : 141,8 Mj/Kg, ou 39,4 Kwh/Kg, plus de 3 fois
supérieure à celle des hydrocarbures,
- Une énergie thermique exempte de toute
pollution directe
- Une matière première qui est l’eau,
disponible en quantité illimitée
- La capacité d'être utilisée directement dans des piles à combustible
Mais aussi quelques sérieux inconvénients :
- Le gaz le plus léger (89 gr/m3 dans les
conditions normales), et donc une énergie volumique faible, égale à 30% de
celle du méthane. Son stockage nécessite donc des pressions élevées,
c’est-à-dire des réservoirs lourds et coûteux.
- Une température d’ébullition de -252,8
°C, soit 20,5 °K, proche du zéro absolu. Son énergie de liquéfaction est théoriquement de 14 MJ/Kg, mais compte tenu d'un rendement de liquéfaction de l'ordre de 1/3, atteint pratiquement 47 MJ/Kg, soit 1/3 de son enthalpie de combustion.
- Une masse volumique à l’état liquide qui
n’est que de 71 kg/m3.
3. Les
organisations théoriques possibles
L’hydrogène, et son
sous-produit l’oxygène,
résultant de l’électrolyse utilisant l’énergie électrique fatale excédentaire, peut
être utilisé de différentes manières résumées dans le synoptique ci-dessus :
- Stockage (comprimé ou cryogénique) avant utilisation en période de pointe :
- dans une pile à combustible
- ou dans une centrale à gaz à cycle combiné.
- Injection
dans le réseau de gaz naturel, dans des
proportions limitées car les paramètres du méthane sont assez différents.
- Transformation
de l’hydrogène en méthane par réaction exothermique sur le CO2,
dite « méthanation ». Ce méthane peut
lui-même être :
- injecté sans limite dans le réseau de gaz naturel, dit « G20 », dont le méthane est le
principal constituant.
- ou stocké (comprimé ou cryogénique)
avant utilisation aux heures de pointe :
- dans une centrale électrothermique
classique ou à cycle combiné, avec émission de CO2,
- ou dans une centrale à oxycombustion utilisant
aussi l’oxygène sous-produit, avec émission
de CO2 aisément recyclable.
Nous allons évaluer ces différentes
possibilités en cherchant à en évaluer le coût et le rendement.
4. Electrolyse
Extrait de l’exposé de l’AFHYPAC (Association Française
pour l’HYdrogène et la Pile A Combustible ayant pour membres Air Liquide, EDF, GDF-Suez, AREVA
et bien d’autres…) :
« La
décomposition de l’eau par électrolyse s’écrit de manière globale:
H2O à H2 + ½ O2
avec une enthalpie de dissociation de l’eau : ∆H=285 kJ/mole. Cette
décomposition nécessite un apport d’énergie électrique, dépendant
essentiellement de l’enthalpie et de l’entropie de réaction. Le potentiel
théorique de la décomposition est de 1,481 V à 298° K. Les valeurs classiques
des potentiels de cellules industrielles sont de l’ordre de 1,7 à 2,1 V, ce qui
correspond à des rendements d’électrolyse de 70 à 85 % (en se rapportant au PCS
de 3,55 kWh/Nm3). La consommation électrique des électrolyseurs industriels
(auxiliaires compris) est généralement de 4 à 5 kWh/Nm3 »
Plusieurs technologies existent (acide,
basique, à membrane polymère, à membrane céramique….). Les installations
récentes sont toutes constituées de
plaques bipolaires jouant le rôle d’anode d’un côté et cathode de l’autre,
traversées par le courant électrique perpendiculairement à leur surface, donc
de très faible résistance, et montées en série ce qui multiplie la tension par
le nombre de plaques, et évite les intensités trop élevées nécessitant des
redresseurs coûteux et de médiocre rendement. Pour plus de détails, voir le document de
l’AFHYPAC et sa photo ci-dessous :
Sur ces bases, nous considérons par
simplification que la tension des cellules est de 1,481 à 25°C volt plus
0,5 volt, sans prise en compte des auxiliaires, soit un rendement de 1,481 / (1,481+0,5) = 75%, ce qui
aboutit à 4,7 Kwh/Nm3, appréciation plutôt optimiste, l’AFHYAPC n’étant pas
suspecte de pessimisme en la matière.
Selon l’approche économique de cette
association, le coût de l’hydrogène produit varie évidemment avec le coût de
l’énergie électrique utilisée selon le graphe ci-dessous :
Dans cette comparaison, ne pas perdre de
vue que l’hydrogène, bien que produit à partir d’énergie électrique,
s’apparente à une énergie primaire.
Selon cette courbe, on observe que la
pente du prix de l’énergie « hydrogène » se déduit de celui de
l’énergie électrique (toutes deux exprimées en €/Mwh) par un diviseur de 64% (qui est un rendement net tout
compris) et addition d’un terme fixe de 25
€/Mwh, qui est le coût du processus. L’écart avec le 75% donné plus haut résulte sans doute des auxiliaires.
Nous
tablerons pour la suite sur un rendement de 70%, à mi-chemin entre les deux
approches, résolument optimiste.
Ce chiffre correspond à 1,481 / (1,481+0,64) = 70%
5. Stockage
de l’hydrogène sous pression
Nous avons vu que l’hydrogène a une
enthalpie de combustion particulièrement élevée, de 142 Mj/Kg, mais qu’il est
très léger, ce qui amène à le stocker :
- Soit à l’état liquide, mais selon l’AFHYPAC, la liquéfaction très
difficile de l’hydrogène requiert la consommation d’une énergie égale à 30% de
l’enthalpie de combustion de cet hydrogène, à laquelle s’ajoutent les pertes
par évaporation proportionnelles à la durée du stockage à l’état liquide. Avec
juste raison, cette solution n’est généralement pas retenue.
- Soit sous des pressions élevées, ce qui conduit à des réservoirs
pressurisés que nous analysons ci-dessous. L’énergie requise par une
compression isotherme de ce gaz
supposé parfait (hypothèses très
optimistes) à 70 GP (700 bars) ressort à environ 4% de son enthalpie de
combustion, soit un rendement énergétique de 96% qui vient en facteur des autres rendements.
Calculons le rapport k entre la masse
du réservoir et la masse du gaz qu’il contient. Bien entendu, ce rapport dépend du matériau et de la forme du
réservoir. Nous nous placerons dans les conditions suivantes :
- Le réservoir est sphérique, ce qui est
l’hypothèse la plus optimiste pour deux raisons :
- La sphère est le volume qui offre le
rapport volume / surface le plus élevé
- La contrainte dans l’enveloppe y est homogène et isotrope.
- Le matériau de l’enveloppe, que nous ne
définissons pas, est caractérisé par le paramètre w défini
comme suit (en joule/Kg) :
- W
= σe / ρe = contrainte max. effective / masse volumique
- Son épaisseur est définie en fonction de
la pression p de
l’hydrogène pour atteindre exactement la contrainte maximum de travail σe.
A partir de calculs élémentaires figurant
en annexe, on aboutit au résultat suivant :
k
= (3/√2) (θ/θN) (pN /w ρg)
dans laquelle :
- pN est la pression normale (1013 Hp)
- ρg est la masse volumique normale du gaz, soit (2,01 /
22,4) kg/m3.
- θN
est la température normale (273,3 °K
= 0°C)
- θ
est la température maximum
d’utilisation (323,3°K = 50 °C)
Chacun des produits entre parenthèses est
un nombre sans dimension.
Tous les paramètres, sauf w, sont des constantes.
Il s’en suit que pour w = 105 qui
correspond à un acier dur (σe = 760 Gp et ρe = 7600
kg/m²), ce facteur est de k = 28,5. Il ne dépend ni de la pression de l’hydrogène,
ni de la taille du réservoir. Une
forme différente, notamment cylindrique avec extrémités hémisphériques ne peut
déboucher que sur une augmentation du rapport k, jusqu’à +58 % pour un
réservoir cylindrique très allongé.
Il s’en suit que, dans ces conditions,
l’enthalpie disponible par kilogramme de (combustible + enveloppe) est, au
mieux, de :
- 5 MJ/kg pour l’hydrogène comprimé en
réservoir sphérique,
- réduit à 3 MJ/Kg pour un réservoir
cylindrique allongé
à comparer à :
- 10 Mj/Kg pour le méthane comprimé, réservoir pressurisé inclus
- 45 Mj/Kg pour un hydrocarbure liquide
(pentane ou plus lourd),
- 0,5 Mj/Kg (0,14 Kwh/Kg) pour les
batteries. Toutefois, ces dernières fournissent une énergie finale dont la
« valeur » est officiellement 2,58 fois supérieure à celle d’une
énergie primaire à laquelle l’hydrogène s’apparente. Le terme de comparaison
serait donc plutôt 1,3 Mj/kg.
Le seul paramètre qui reste disponible
est le paramètre w, c’est-à-dire
le matériau. Le passage à des matériaux exotiques (titane, aramide, carbone…)
pourrait réduire un peu le facteur k, mais
encore faudrait-il :
- Vérifier que la résilience reste bonne
(accidents d’origine extérieure...)
- Rester dans des prix de revient « industriels »
qui n’obèrent pas trop le coût de la compression et du stockage.
La pile à combustible est physiquement
l’exact inverse de l’électrolyse. Elle présente l’avantage de principe de
produire une énergie finale, l’électricité, en s’affranchissant (bien que ce
sujet fasse débat) du principe de Carnot-Clausius et de ses mauvais rendements.
Admettant que les hypothèses de pertes
posées pour l’électrolyse restent valables, le rendement de la pile est alors
:
(1,481-0,64)/1,481
= 57%. Ce raisonnement suppose que l’hydrogène soit
entièrement transformé, sans aucune perte, ce qui reste à vérifier.
A cet égard, un fonctionnement à
l’oxygène pur (sous-produit de l’électrolyse) améliore-t-il le rendement par
rapport à un fonctionnement à l’air ? Nous recherchons la réponse.
Le tableau ci-dessous issu de Wikipedia donne un panorama des
technologies de piles à combustible :
Un autre tableau ci-dessous, issu de l’AFHYPAC, confirme ce
chiffre de 57% (ηN) comme
le meilleur compromis de fonctionnement avec une température plus élevée qui
réduit le « 1,481 » volt
compensée par une intensité plus élevée.
Le rendement de la filière par
électrolyse et pile à combustible complète, est donc :
Rendement = 70% x 96% x 57% = 38%
Indépendamment des coûts du process, du
seul fait de son rendement, le coût de
l’énergie électrique restituée sera donc 1/38% = 2,6 fois celui de l’énergie
initiale.
7. Centrale
thermique à hydrogène
La transformation de l’hydrogène en
énergie électrique peut aussi se faire par une centrale électrothermique à
cycle combiné conventionnelle. En effet, la substitution de l’hydrogène au gaz
naturel (principalement du méthane) change relativement peu les caractéristiques
thermodynamiques. Comparons les réactions dans les différents cas de
combustion dans l’air :
Gaz
naturel, stœchiométrique :
CH4 + 2 O2 + 8 N2 àCO2 + 2 H2O + 8
N2 + 800 Kj
(fumées = 44 + 18x2
+ 28x8 = 304 g, soit 2,6 Kj/g)
Hydrogène,
stœchiométrique :
4 H2 + 2
O2 + 8 N2 à 4 H2O +
8 N2 + 968 Kj
(fumées = 18x4 + 28x8 = 296 g, soit 3,3
Kj/g)
Hydrogène
avec 25% d’excès d’air :
4 H2 + 5/2 O2
+ 10 N2 à 4 H2O + 10 N2 + 968 Kj
(fumées = 18x4 +
28x10 = 352 g, soit 2,7Kj/g)
Pour avoir, si nécessaire, les mêmes
températures de fonctionnement avec l’hydrogène qu’avec le gaz naturel, le
premier devra être brûlé dans un excès d’air d’environ 5/4 en volume, soit 25%.
Ce raisonnement est un peu théorique car
le gaz naturel n’est pas du méthane pur. Il montre néanmoins que les ordres de
grandeur sont aisément compatibles. Rappelons au passage que :
- Les hydrocarbures ne sont jamais brûlés
dans les proportions stœchiométriques, mais toujours dans un excès d’air pour
prévenir la formation de CO, extrêmement toxique.
- Ce problème n’existe pas avec
l’hydrogène utilisé seul.
- La température est le plus souvent
limitée par la résistance à celle-ci des premiers étages de la turbine, qui
sont soumis aux températures les plus élevées après compression adiabatique et
combustion.
Ces digressions montrent que l’hydrogène peut se substituer au gaz
naturel dans les centrales existantes, sans modification significative.
Une centrale à hydrogène à cycle combiné
aura donc un rendement au moins égal aux centrales
à gaz à cycle combiné existantes, soit 58%.
Le coût du process est évalué à 15 €/Mwh (ce qui, après
prise en compte du gaz naturel à environ 40 €/Mwh, aboutit à 55 €/Mwh qui est
bien l’ordre de grandeur du Mwh thermique au gaz).
Le
cycle complet à partir d’hydrogène électrolytique affiche donc dans les deux
cas un rendement de 70% x 96% x 58% = 39%, avant prise en compte du coût de la filière.
Ce rendement est du même ordre que celui
des piles à combustible. Ceci ne signifie pas que les turbines combinées soient
interchangeables avec les piles à combustible :
Les turbines à gaz et à vapeur utilisées
dans ces centrales sont nécessairement de puissance très élevées, pratiquement plusieurs dizaines de Mw, car il n’est
pas possible de concevoir des turbines de faible puissance ayant un bon
rendement. Il n’est pas envisageable, avant un avenir lointain, de produire par
voie électrolytique la grande quantité d’hydrogène nécessaire à l’alimentation
de centrales de telles puissances, faute de disposer des excédents suffisants. Ces puissances élevées sont pourtant
nécessaires aux heures de pointes extrêmes (100 Gw ou plus) au cours desquels
les besoins supplémentaires se chiffrent en dizaines de Gw.
Malgré un coût du procédé qui restera
probablement beaucoup plus élevé, les piles à hydrogène ont donc leur place
pour la restitution d’énergie dans le domaine des faibles et moyennes puissances,
jusqu’à quelques Mw.
Il existe une autre solution, non
répertoriée sur le synoptique : les moteurs « 4 temps » à gaz.
Etant à simple étage, leur rendement ne dépasse pas 40%, inférieur d’environ
1/3 aux précédents. Ils ne peuvent donc pas concurrencer les piles à
combustible en termes de rendement. Ils sont en revanche notablement moins chers
et leur technologie éprouvée depuis plus d’un siècle peut s’adapter à ce
nouveau carburant sans difficulté majeure. Pour plus de détails, voir le document de
l’AFHYAPC à ce sujet.
8. Méthanation
La difficulté de stockage liée à la légèreté
de l’hydrogène amène à envisager son stockage sous une forme chimique
différente, et notamment sous forme de méthane (CH4).
La transformation d’hydrogène en méthane peut se
faire selon une variante de la réaction
de Sabatier, par réaction sur du gaz carbonique CO2, à température
et pression élevées, avec un catalyseur de ruthénium sur alumine selon la
réaction:
Ce procédé
présente des avantages et des inconvénients :
- Le méthane a une
enthalpie de combustion par unité de volume 3 fois supérieure à celle de l’hydrogène.
- Sa température
d’ébullition à l’air libre est de 112 °K au lieu de 20°K, ce qui permet une
liquéfaction beaucoup moins difficile
- Sa masse
volumique liquide est de 422 Kg/m3 au lieu de 71 Kg/m3.
- Sa combustion
n’augmente pas les émissions de CO2 dans la mesure où il a été produit à
partir de la même quantité de CO2.
Inconvénients :
- La réaction nécessite du CO2 pur.
- Un tiers de l'hydrogène sert à
fabriquer de l'eau de synthèse.
- La réaction est exothermique (qui
produit de la chaleur). Ceci se vérifie par le fait que l’enthalpie de
combustion du méthane produit est inférieure (63%) à l’enthalpie de combustion
de l’hydrogène utilisé. Le rendement global est donc nécessairement inférieur à
la valeur théorique de 63%. A défaut d’information sur le rendement réel de
cette réaction, nous tablerons sur 63%, valeur théorique extrêmement
optimiste.
- Une étape de plus dans la mise en stock,
avec les coûts associés.
9. Centrale à
oxycombustion
Ce néologisme désigne une combustion
réalisée non pas dans l’air (qui comprend, outre l’oxygène, 79% d’azote et 1%
d’argon), mais dans de l’oxygène pur. A
notre connaissance, il n’en n’existe pas actuellement. C’est un moyen de capter
le CO2 : la combustion de n’importe quel hydrocarbure dans l’oxygène pur donne
des fumées contenant exclusivement de la vapeur d’eau et du CO2, à l’exclusion
de l’azote habituellement majoritaire. Après
condensation de l’eau, le CO2 peut être capté directement.
Examinons l’oxycombustion du méthane
issue de la méthanation de l’hydrogène. La réaction a déjà été vue plus haut,
mais elle est ici sans azote :
Gaz
naturel, stœchiométrique :
CH4 + 2 O2 àCO2
+ 2 H2O + 800 Kj
(fumées = 44
+ 18x2 = 80
g, soit 10 Kj/g)
La même enthalpie de combustion (800 Kj)
s’applique à une masse de fumées de 80 g au lieu de 304g, l’azote majoritaire
étant ici absent. Sans chercher à la calculer bien au-delà du domaine des gaz
parfaits, la température des fumées sera considérablement plus élevée, très
au-dessus de ce que les meilleurs alliages de turbines peuvent supporter. On
perdra ainsi la possibilité théorique d’améliorer le rendement de
Carnot-Clausius (égal à 1-T2/T1) par augmentation de T1. Reste que l’énergie thermique pourra être utilisée
comme dans une combustion à l’air, avec un rendement du même ordre, selon un
processus thermodynamique spécifique, probablement mixte, qui reste à
développer par les concepteurs de turbines à gaz et à vapeur.
Elle n’a probablement d’avantage
déterminant en termes de rendement et nécessite le développement d’une nouvelle
famille de turbines. Son seul avantage reste la captation aisée du CO2, qui
reste insuffisant aux cours actuels des émissions.
10. Synthèse
économique de la filière à hydrogène
Le synoptique ci-dessous reprend
l’organisation et les chiffres justifiés
ci-dessus. Pour chaque phase du process :
- Energie sortante = énergie entrante x
rendement
- Coût énergie sortant = coût énergie entrant/rendement
+ coût du process.
La
filière à hydrogène alimentée à partir des excédents d’énergies fatales aboutit aux résultats (optimistes) suivants :
1000
Kwh d’électricité
è 698 Kwh thermiques d’hydrogène avant stockage
è 670 Kwh thermiques d’hydrogène après stockage
è 382 Kwh d’électricité après pile à combustible, ou
è 389 Kwh d’électricité après centrale à hydrogène à
cycle combiné
Après prise en compte des coûts de
process sur des bases très optimistes, le stockage étant compté pour zéro hors
énergie, les coûts énergétiques sont (au minimum) les suivants :
100
€/Mwh d’électricité verte
è 168 €/Mwh thermique avant stockage
è 175 €/Mwh thermique après stockage
è 357 €/Mwh électrique après pile à combustible, ou
è 317 €/Mwh électrique après centrale à hydrogène à
cycle combiné
La
filière à hydrogène et méthanation
fait pire :
1000
Kwh d’électricité
è 698 Kwh thermiques d’hydrogène avant stockage
è 443 Kwh thermiques de méthane avant stockage
è 434 Kwh thermiques de méthane après stockage
è 252 Kwh d’électricité après centrale à gaz à cycle
combiné
Avec un prix de revient, process inclus :
100
€/Mwh d’électricité verte
è 168 €/Mwh thermique après électrolyse
è 285 €/Mwh thermique après méthanation
è 291 €/Mwh thermique après stockage
è 517 €/Mwh électrique après centrale à gaz à cycle
combiné
Conclusion écoomique : Partant d’une énergie déjà trop chère, qui n’existe
que grâce à des prix administrés qui traduisent son coût réel de production, achetée
autour de 100 €/Mwh, pour un prix de marché de gros à 40 €/Mwh, cette filière
arrive, après stockage et restitution, à des
prix au moins 9, 8 ou 13 fois supérieurs aux prix de marché, selon ses
modalités. Même en pointe, il existe
des solutions moins coûteuses.
En variante, considérons la même filière alimentée à partir de
l’énergie nucléaire à 40 €/Mwh. La
même filière aboutit alors à des prix au moins 5, 4 ou 7 fois supérieurs au
prix de marché. Le cours de l’énergie électrique en pointe atteint très
rarement ces niveaux, ce qui rend cette filière impossible faute d’être
utilisée avec un facteur d’utilisation suffisant.
11. Conclusion
Dans l’état actuel des prix et des
technologies, la filière à hydrogène n’est envisageable dans aucune de ses
variantes. Même :
- en multipliant par 4 le prix des carburants fossiles utilisés par les
centrales de pointe,
- et en l’alimentant à partir
d’électricité nucléaire,
elle aboutirait à des prix égaux
(version turbine à CC) ou supérieurs (PàC) à ceux des centrales thermiques de
pointe qui seraient alors à :
(40 x 4) + 15 = 175 €/Mwh
A
fortiori son usage pour stocker les excédents d’énergies fatales n'est pas envisageable dans un avenir prévisible.
Annexe : calcul des réservoirs
pressurisés
