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mardi 8 décembre 2015

Electricité et CO2 : Le contre-exemple allemand

Table des matières du blog www.8-e.fr

Sujets connexes :

L'électricité verte a-t-elle un sens en France?
Electricité solaire compétitive en France ?

Une centrale solaire qui stocke l'énergie?

Halidade : une éolienne offsore de 6 MW

Problématique du stockage de l'énergie électrique

Résumé :

Le contraste entre les politiques française et allemande en matière de production électrique est beaucoup plus violent qu’on ne l’imagine, avec des résultats très inattendus : malgré le dictionnaire, les « Grunen » ne sont pas verts du tout !

En lisant ce message vous apprendrez que le développement des énergies photovoltaïque et éolienne en Allemagne a nécessité 350 milliards d’Euros d’investissements, mais n’a abouti qu’à baisser la production nucléaire décarbonée, et non les énergies primaires fossiles. A l’arrivée, le MWh consommé en Allemagne émet 10 fois plus de CO₂ que son homologue français, et coûte 53% plus cher à la production, et 87% plus cher au détail.

Cette situation désastreuse s’explique par le fait que, en raison de leur facteur de charge très faible (13% et 18% respectivement) les puissances nominales installées en solaire et éolien sont monstrueuses (35 GW et 55 GW respectivement), très supérieures à la puissance moyenne requise par le pays. Quand les conditions (soleil et vent) sont favorables, l’opérateur de réseau n’a pas d’autre choix que de les brader à l’export. Quand elles ne le sont pas, la production au lignite augmente ! Dans les deux cas, l’abonné allemand paye…

Dans ce contexte, des véhicules à batteries ou à hydrogène n’apportent évidemment aucune baisse d’émissions de CO₂, mais plutôt une aggravation ! Il faudrait finir par comprendre que l’écologie ne pourra être efficace que si elle veut bien envisager l’aspect économique des problèmes… Le prix Nobel d'économie Jean Tirole arrive exactement aux mêmes conclusions.

Message

Le CO₂, ou dioxyde de carbone, n’est pas à proprement parler un polluant, puis qu’il est au cœur de la vie par la photosynthèse, au même titre que l’eau, et sans aucun danger direct pour l’homme. Mais le GIEC a largement démontré que l’augmentation de son taux dans l’atmosphère est quand même le principal responsable de l’effet de serre qui conduit au dérèglement climatique, le plus grave risque environnemental actuel. La réduction des émissions mondiales de CO₂ est donc l’objectif prioritaire majeur.

Bien que notre blog soit consacré à la France, il est intéressant d’analyser l’exemple allemand pour évaluer les résultats économiques et écologiques obtenus par une politique largement dictée par les écologistes politiques, les « Grunen », qui privilégiant à outrance les énergies renouvelables par a priori antinucléaire largement diffusé dans leur opinion publique.

Production Allemagne : valeurs annuelles

L’historique de la production électrique allemande annuelle est donné par le graphique suivant :

Du bas vers le haut, en production annuelle :

L’hydraulique est constante et faible : il y a peu de montagnes en Allemagne.
Les « Autres » sont renouvelables (principalement biométhane)
La production nucléaire, décarbonée, est en chute rapide conformément à des décisions politiques.
Les énergies vertes (éolien et photovoltaïque) sont en croissance massive et produisent 26% du total. Elles ont nécessité un investissement de 350 milliards d’euros, qui a abouti essentiellement à réduire le nucléaire de 43%. Leur production reste intermittente, avec des conséquences importantes (voir ci-dessous).
Les énergies fossiles assurent 54% de la production, chiffre très élevé, dont seulement 10% pour le fioul et le gaz, mais 43% pour le charbon et le lignite, les pires émetteurs. Curieusement, on note que cette production fossile n’a baissé que de 6% en 15 ans.

Production France : valeurs annuelles

Comparons avec la situation en France, toujours en production annuelle, avec le même code de couleurs :

L’hydraulique est plus importante : en France, il y a beaucoup de montagnes.
Les « Autres » renouvelables sont très bas (principalement la biomasse)
La production nucléaire, décarbonée, est énorme et à peu près constante sur la période qui n’a connu ni mise en service, ni arrêt de réacteur.
Les énergies vertes (éolien et photovoltaïque) sont en croissance lente et ne produisent que 4% du total.
Les énergies fossiles n’assurent que 5% de la production, dont 2% pour le charbon, très émetteur, et 3% pour le fioul et le gaz. On note avec satisfaction que cette part, quoique déjà faible au départ, fortement baissé (- 45%) malgré un investissement modéré dans les énergies vertes.

Production : Comparaison Allemagne / France

Au global, les moyenne annuelles des émissions de CO₂ par mégawattheure produit sont de

Allemagne : 500 Kg/MWh
France : 50 Kg/MWh

Soit un facteur 10 !

La comparaison des coûts est également édifiante :

€/MWh	France	Allemagne	Ecart All / Fra
Production	53,8	82,2	+53%
Consommateur final	138,9	260,3	+87%

Consommation électrique - Exportation

Comparons maintenant les exportations

Exportations	2000 (TWh)	2014 (TWh)	2014 (% production)
France	69	67	12 %
Allemagne	0	35	5,7 %

On constate que les exportations allemandes croissent avec le développement des énergies vertes très coûteuses, mais subventionnées par l’abonné, pendant que les exportations, françaises, logiquement plus élevées en raison de la compétitivité de l’électronucléaire, sont stables. Pourquoi ?

Pour y répondre, il faut se rappeler :

que la compétitivité ne s’exprime pas par des prix moyens sur l’année, mais heure par heure sur un prix de marché très variable (0 à 1 000 €/MWh) selon la consommation ET selon la production des énergies fatales à écoulement prioritaire.
que les centrales à énergie verte ont un facteur de charge (= production annuelle réelle / production annuelle à pleine capacité) en Allemagne de l’ordre de 13% pour le photovoltaïque , et de 18% pour l’éolien terrestre.
En d’autres termes les capacités de production verte installées en Allemagne sont énormes : 55 GW en éolien, et 35 GW de solaire. Leur somme, soit 90 GW, excède la consommation allemande moyenne (70 GW), et a fortiori la consommation minimum, évaluée à 40 GW. Quand le vent est fort, et/ou le soleil brillant, la production verte excède fréquemment la consommation.
Face à cette situation, l’opérateur de réseau n’a d’autre choix que d’exporter les excédents de production à un prix bradé pour intéresser ses voisins, fût-il négatif (c’est arrivé !).
La différence entre ce prix bradé, et le tarif élevé garanti aux producteurs verts allemands, est à la charge par l’abonné allemand, comme pour la CSPE en France, en plus élevé.
Dans le graphe ci-dessous, l’analyse des flux transfrontaliers mensuels montre que, au cours des mois où le vent en Allemagne a été supérieur à la moyenne, 80% de l’excédent éolien est exporté.
L’analyse des flux quotidiens, notamment en été, montre une excellente corrélation entre les exportations et la production solaire, évidemment de jour.

Graphe origine BC Consult

Le graphe ci-dessus, emprunté à un site favorable au photovoltaïque, est relatif aux conditions particulièrement favorables du 1^er au 3 octobre 2013, tous jours ouvrables. Il donne au cours de la période, les 3 courbes de :

La production photovoltaïque seule
La production totale photovoltaïque + éolienne
Le prix de marché de gros du MWh

On y voit clairement que :

En journée ouvrable hors pointes du matin et du soir, la corrélation entre la hausse de la production photovoltaïque et la baisse du prix du MWh montre que cette production est excédentaire, et donc majoritairement exportée.
La nuit, la corrélation entre une consommation naturellement faible, et la poursuite d’une production éolienne excédant les besoins, et donc exportée, tire les prix à un niveau d’autant plus bas que la demande dans les pays recevant ses exportations est également faible, autour des 20 €/Mwh, en dessous du prix accessible au nucléaire.
Les matins et soirs, où se situent les pointes quotidiennes (hors pointes hivernales), la remontée des prix vers 50 à 60 €/MWh, très au-dessus du prix de marché français au même moment montre une consommation nationale, mais celle-ci ne concerne que l’éolien, faute de soleil à ces heures.
En d’autres termes, la variabilité rapide et aléatoire des productions vertes ne leur permet pas de satisfaire une consommation également variable. L’ajustement est réalisé par l’exportation, ce qui a évidemment des limites ! On peut ainsi estimer, sans risque d’excès, que plus de la moitié de la production verte allemande est exportée.
Il s’en suit que la revendication, fréquemment exprimée, selon laquelle l'énergie électrique consommée en Allemagne résulte pour 22% de l’éolien et du photovoltaïque, est fausse : il s’agit en réalité de l’énergie produite. Partant d’une évaluation modérée selon laquelle 50% de ces énergies sont exportées, faute de pouvoir être consommées, car produites au mauvais moment, le ratio se réduit à environ 10% !

Conclusion : l’écologie ne peut s’affranchir de l’économie

Dans le contexte allemand, des véhicules à batteries n’apportent pas de baisse d’émissions de CO₂, et les véhicules à hydrogène, handicapés par le médiocre rendement du cycle hydrogène, apportent une aggravation.

Il faudrait finir par comprendre que l’écologie ne pourra être efficace que si elle veut bien envisager l’aspect économique des problèmes…

Un investissement de 350 milliards d’euros pour arriver à ces 10% verts pendant que les énergies fossiles assurent 56% de la consommation et maintiennent des émissions de CO2 très élevées, et à un prix de l’énergie électrique proche du double de celui de la France, est évidemment un non-sens. Avec cette somme, il était possible, au choix :

De créer un parc électronucléaire à eau pressurisé (le plus sûr) de 20 EPR aux normes « post-Fukushima » d’une puissance dépassant les pointes de consommation allemandes (ce qui est superflu), avec zéro émission de CO₂.
D’améliorer drastiquement l’isolation thermique de 10 millions de logement pour en diviser par deux la consommation énergétique à raison de 35 000 € par logement.
De construire 20 millions de véhicules sobres (hybrides légers de faible section, moteur à essence de cylindrée réduite) consommant 2 litres aux 100 km dans les conditions réelles d’utilisation, de large autonomie, et capables de circuler comme les autres aux vitesses autorisées.
Un panachage optimisé des trois suggestions ci-dessus.

Les écologistes sincères doivent comprendre que le coût maîtrisé de la transition énergétique est une condition sine qua non de son efficacité, et de sa vitesse de mise en œuvre réclamée par le GIEC. Il est à craindre que les écologistes politiques, aveuglés par leurs croyances, ne le comprennent pas avant très longtemps. Il vaudrait donc mieux n’écouter ni ces partis très minoritaires, ni les ONG dites écologistes qui ne représentent que leurs propres militants !

Jean TIROLE, prix Nobel d'économie 2015, fait dans son remarquable ouvrage "Economie du bien commun", le commentaire suivant, page 278: "Les Etats dépensent parfois jusqu'à 1000 € par tonne de carbone évitée (c'est le cas notamment de l'Allemagne, pays peu ensoleillé, avec des l'installation de photovoltaïque de première génération), alors que d'autres émissions pourraient être réduites à un coût de 10 € la tonne. Il s'agit d'une politique qualifiée d'écologiste par une vaste majorité d'observateurs, mais qui ne l'est pas vraiment : pour un coût identique, on aurait pu réduire les émissions de 100 tonnes au lieu d'une seule!"

dimanche 1 juin 2014

Batteries stationnaires pour le stockage de l'énergie de réseau

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Problématique du stockage d’énergie électrique

Principe des STEPs de montagne

Les ressorts

Les volants d’inertie

L’équilibrage du réseau

Nous avons vu dans le message « Problématique du stockage de l’énergie » que l’équilibrage du réseau électrique entre :

une consommation très variable
et une production dont une pour 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.

Les applications des batteries

L’idée de stocker de l’énergie électrique excédentaire dans une batterie d’accumulateurs est évidente et très ancienne, puisque c’est la raison d’être des batteries. Mais cette idée néglige l’énorme différence de coût entre l’énergie électrique produite par un alternateur et l’énergie électrique d’origine électrochimique.

Nous rencontrons des batteries partout. Citons les principales applications :

batteries de démarrage pour automobile : plomb / acide sulfurique,
batteries de traction, notamment pour véhicules de manutention, le plus souvent nickel / cadmium
batteries assurant la mobilité d’appareils électroniques (téléphones, smartphones, tablettes, ordinateurs, appareils photo), d’éclairage, d’outillage électroportatif (visseuses, perceuses…) ou de jardinage (tronçonneuses, taille-haies…), médical (prothèse auditives, pacemakers, analyseurs)...
batteries stationnaires utilisées en sécurité en cas de coupure du réseau
batteries stationnaires complémentaires d’alimentations hors réseau par des panneaux solaires : horodateurs, balises maritimes ou aériennes, signalisation…
batteries de véhicules de tourisme hybrides ou électriques.

L’utilisation de batteries en tampon pour absorber les énergies fatales excédentaires et les restituer pendant les pointes de consommation apparaît évidente, et a été maintes fois annoncée comme promise à un grand avenir. Cependant, elle n’a jamais été utilisée actuellement à une échelle significative. Pourquoi ? Cette situation peut-elle évoluer à court ou moyen terme ?

Energie excédentaire et batteries

Le réseau de distribution électrique français est entièrement interconnecté, ce qui est un avantage évident de souplesse, de sécurité et d’optimisation du transport. En conséquence, l’énergie excédentaire ou manquante doit être considérée globalement. Il s’agit donc d’énergie disponible, ou à restituer, en triphasé haute tension. Eventuellement, si le stockage est voisin de l’unité de production excédentaire, il s’agira de moyenne tension, celle de l’unité, ou du groupe d’unités, de production.

Son stockage par des batteries nécessite préalablement sa transformation en basse tension, son redressement, son filtrage et sa régulation car il n’est envisageable :

ni de mettre des batteries en série jusqu’à des hautes tensions, en raison de leur masse et de leur encombrement qui les rendent difficiles à isoler,
ni de les charger par un courant fortement ondulé, ou excessif, au détriment de la longévité de ces batteries,
ni de charger des batteries à tension contante.

La mise en stock proprement dite pourrait être effectuée par une charge assez lente de l’ordre de 6 heures.

La restitution serait généralement plus rapide car les pointes extrêmes sont en général relativement brèves, de l’ordre de 2 ou 3 heures. Elle s’effectuerait à travers un onduleur transformant le courant continu en courant alternatif triphasé basse tension, suivi d’un transformateur BT/HT.

Il y aurait donc nécessairement deux transformations de type AC/DC et DC/AC, en plus de deux transformations de tensions au stockage et à la restitution par le même transformateur, avec leurs coûts et leurs rendements, inférieurs à 1 quoiqu’assez bons, selon le schéma ci-dessous, établi pour un stockage de 1 Mwh, ce qui est extrêmement peu à l'échelle d'un réseau, de l'ordre de 4 secondes de la production d'une grosse centrale de 1 000 Mw:

Les organes auxiliaires (transformateur, redresseur, onduleur) ne posent pas de problème particulier, sinon le fait que leur temps d'utilisation utile, c'est à dire le temps de restitution, n'excéderait pas 2 heures par jour par temps froid, c'est à dire quelques % du temps sur l'année. Leur coût d'utilisation serait donc fortement grevé par le montant très élevé des amortissements, malgré une durée de vie a priori assez longue.

La batterie est déjà monstrueuse: en se basant sur 2 volts et 200 Ah, soit 400 watt-heures par élément, il faut mettre en parallèle 10 lignes (2000 Ah) ayant chacune de 250 éléments en série (500 V), soit 2500 éléments de l'odre de 20 Kg chacun, ce qui aboutit à 50 tonnes! La remarque ci-dessus sur les amortissements est encore valable, mais nous verrons ci-dessous que le vrai problème est ailleurs, dans a durée de vie.

Choix d’une technologie de batteries

Pour justifier de telles installations, un cycle quotidien serait économiquement souhaitable, avec charge en général la nuit, et décharge en début de matinée ou en fin d’après-midi. Les batteries subiraient en général un cycle par jour. Une grande longévité, facteur essentiel de réduction de la valeur ajoutée de stockage, est requise, alors que leur énergie massique ou volumique est secondaire, situation très différente d’un véhicule électrique. La technologie Ni-Cd est appropriée.

La SAFT résume sa gamme de batteries stationnaires Ni-Cd dans le tableau ci-dessous :

Manifestement, la gamme « Uptimax M » serait adaptée.

Ce choix est confirmé par un graphique présenté ci-dessous par J.F Fauvarque (CNAM) sur la longévité comparée des différentes technologies de batteries, selon lequel les batteries Ni-Cd ont de loin la meilleure longévité.

Coût (ou valeur ajoutée) de batterie par cycle

La construction du tableau des valeurs ajoutées ci-dessous, essentiel à l’analyse, pose deux problèmes :

L’incertitude sur la durée de vie, qui nécessite les définitions du cycle (vitesse et profondeur de décharge) et de la fin de vie (perte de capacité ou de puissance), définitions à notre connaissance actuellement inexistantes. On trouve les évaluations les plus fantaisistes, notamment de la part de fabricants un peu trop optimistes sur les qualités de leurs produits futurs, à des fins commerciales, financières ou stratégiques.
L’incertitude sur les prix actuels, confidentiels pour des raisons commerciales, et plus encore sur les prix futurs. Il semble que les technologies récentes soient, à capacité égale, 5 fois plus chères que les batteries au plomb, et un peu plus chères que les batteries Ni-Cd. Nous adopterons par hypothèse provisoire le prix de 500 €/kwh pour toutes les technologies nouvelles, et 400 €/Kwh pour le Nickel Cadmium, mais nous verrons aussi plus loin qu’une meilleure précision n’est nullement indispensable à la conclusion.

Technologie	Ni - Cd	Ni - MH	Li - Ion	LMP
Cycles sur durée de vie	1 000	750	400	600
Prix / Kwh de capacité	400 €	500 €	500 €	500 €
Coût / Mwh restitué	400 €	670 €	1 250 €	830 €

La dernière ligne du tableau donne la valeur ajoutée par le stockage par Mwh restitué, calculée par :

Coût du Kwh de capacité x 1 000 / Nombre de cycles dans la vie de la batterie.

Soulignons que cette valeur ajoutée est calculée sans aucun coût de process, ni de maintenance, ni d’amortissement autre que celui des batteries. Cette valeur ajoutée atteint 400 € (Ni-Cd) à plus de 1 200 € (Li-Ion).

Prenant en compte un rendement de batterie de 80% dans tous les cas, et en considérant le cas le plus favorable des batteries Ni-Cd, le coût du Mwh restitué est donc :

Partant du nucléaire existant à 40 €/Mwh

40 € / 80% + 400 € = 450 €/Mwh

Partant de l’éolien à 200 €/Mwh

200 € / 80% + 400 € = 650 €/Mwh

Ces coûts arrivent à des niveaux inenvisageables. La technologie Ni-Cd est mature : pas d’amélioration spectaculaire à attendre. Même si, en étant optimiste, en envisage pour l’avenir que les prix des batteries Li-Ion soit divisé par 2 et leur duréede vie multipliée par 2, on arrive à des prix qui restent prohibitifs :

Nucléaire : 350 €/Mwh
Eolien : 550 €/Mwh

Rappelons que les prix de marché, actuellement facturés, se situent en HT vers :

50 à 70 €/Mwh pour les clients industriels en haute tension
60 €/Mwh (suivi d’un coefficient 2 pour marge et frais de distribution) pour le grand public et les clients résidentiels et tertiaires livrés en BT.

Conclusion

Le prix élevé, de l’ordre de 400 €/Kwh, des batteries Ni-Cd dont l’espérance de vie est limitée à environ 1 000 cycles, et dont le rendement est au mieux de 80%, aboutit à un prix de l’énergie restituée de l’ordre de 450 €/Mwh à partir du nucléaire, ou de 650 € à partir de l’éolien intermittent, incompatible avec un marché qui est en moyenne de l’ordre de 50 à 70 €HT/Mwh, même en doublant ou quadruplant le prix de marché pendant les pointes.

Si l’on exclut le recours aux énergies fossiles, Il serait beaucoup moins coûteux :

de réduire les crêtes :

par le « yield managment » dans la tarification électrique variable comportant une augmentation brève, mais substantielle du prix du Mwh,
et par la promotion des chauffages par pompe à chaleur ou biénergie,

de construire des STEPs (centrales hydrauliques réversibles) dans des sites moins appropriés que ceux qui existent, notamment sur les reliefs du littoral,
et de construire des centrales nucléaires avec taux d’utilisation plus réduit : un taux d’utilisation réduit de moitié ne double pas tout à fait le prix de revient du Mwh, soit 100 €/Mwh pour du nucléaire à créer, largement inférieur à celui de la restitution par des batteries selon les technologies actuellement disponibles.

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Les ressorts

Les volants d’inertie

vendredi 16 mai 2014

éco2mix rte

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Sujets connexes

Une tarification variable de l’énergie électrique

ou "Tout savoir en temps réel sur le mix énergétique français"

Sous ce nom étrange, mais habile, qui suggère tout à la fois :

les ECOnomies,
le CO2
et le MIX énergétique,

le Réseau de Transport d’Electricité (RTE) nous offre une information d’une qualité et d’une densité exceptionnelles.

Ce site dédié, auquel s'ajoute une application pour Smartphone, offre à l’internaute, en temps réel :

La consommation nationale rapprochée des prévisions établies en début de journée (j) et la veille (j-1) avec l’historique par quart d’heure depuis janvier 2012, selon le modèle ci-dessous :

Le mix énergétique avec mention du solde des échanges internationaux et du pompage, avec le même historique que ci-dessus, comme suit :

Le détail des échanges internationaux, comme suit :

Le taux de CO2 par Kwh. Rappelons les taux propres à chaque filière : fossile utilisée seule :

Charbon : 920 g/Kwh
Fuel : 560 g/Kwh
Gaz (cycle combiné) : 340 g/Kwh

Pour plus de détails, voir la comparaison des filières en matière de CO2.

L’analyse du mix est désormais possible à chaque instant :

Dans l’exemple ci-dessus, le vendredi 16 mai à 9:15 h, nous sommes à la pointe de consommation matinale de 55,6 Gw, et malgré cela, le taux de CO2 n’est que de 24g /Kwh, facile à expliquer par le mix, en commençant par les énergies fatales :

Il fait très beau sur tout le pays, mais le soleil est encore bas sur l'horizon : Le solaire n'apporte que 1,3 Gw pour une puisance installée de 4,3 Gw, soit 30% de seulement de cette puissance installée, mais quand même très au dessus de la moyenne de 12% (qui inclut la nuit).
La majeure partie du pays est balayée par des vents de 15 à 30 km/h : la production éolienne, à 1,6 Gw, pour une puisance installée de 8,5 Gw, soit 19% de seulement de sa puissance installée, mais presque au niveau de sa moyenne de 21%.
Les centrales thermiques « renouvelables », principalement les usines d’incinération d’ordures ménagères, fournissent 0,6 Gw.

Au total, les 3 énergies fatales ci-dessus apportent 3,5 Gw
Il a beaucoup plu au cours de l’hiver et du printemps, et le dégel des montagnes est en cours : l’hydraulique apporte 11,3 Gwh, sans que l’on puisse dire quelle est la part fatale dans cet apport.
Le nucléaire, à 45,0 Gw, est loin de son maximum (théoriquement 63 Gw), mais proche de sa myenne annuelle.
Il n’y a pas de pompage en cours dans les STEPs. Les lacs supérieurs ont sans doute été remplis pendant la nuit.
L’exportation atteint 7,1 Gw.
Malgré cela, il y a un petit recours aux énergies fossiles :

Les centrales au charbon sont arrêtées
Une centrale au fuel apporte un faible 0,2 Gw
Les centrales au gaz apportent 1,7 Gw
Au total 1,9 Gw ou 7% de la puissance thermique fossile installée,
ou encore : 1,9 /55,6 = 3,4% de la production nationale, ce qui explique le taux très bas de CO2 de 24 g/Kwh.

Mais pourquoi ne pas remplacer ces énergies fossile par du nucléaire, puisque celui-ci est globalement loin de sa capacité maximum ?

La réponse est dans les déséquilibres régionaux s’additionnant aux coûts et aux limites du transport de l’énergie électrique sur de grandes distances. Par exemple :

La Bretagne consomme 2,9 Gw et ne produit que 0,3 Gw. Trop loin des centrales nucléaires (les plus proches sont Chinon et Flamanville), elle est sans doute alimentée par les centrales à gaz situées en Loire-Atlantique.
PACA consomme 4,5 Gw, mais ne produit que 2,7 Gw. L’exportation vers l’Italie (dont les capacités de production sont structurellement insuffisantes) s’y ajoute pour 2,2 Gw, soit un total de 6,7 Gw. La capacité de la centrale du Tricastin est limitée à 3,6 Gw, à supposer que ses 4 tranches soient disponibles. Le recours au thermique est inévitable.

Pour réduire les émissions de CO2 et les coûts, il y aurait objectivement lieu de relancer le projet de centrale nucléaire de Plogoff (sud Finistère), abandonné pour des raisons purement politiques, alors que ce site est idéal et permettrait d’éviter les aéroréfrigérants nuisibles au paysage. Mais bon courage à celui qui l’entreprendra !

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Sujets connexes

Une tarification variable de l’énergie électrique

mardi 22 avril 2014

Stockage d'énergie par l'hydrogène électrolytique

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Sujets connexes

Les véhicules à hydrogène
Problématique du stockage d’énergie électrique

Principe des STEPs de montagne

Les ressorts

Les volants d’inertie

1. Problématique

Nous avons vu dans le message « Problématique du stockage de l’énergie » que l’équilibrage du réseau électrique entre :

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.

Réservoirs pressurisés

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 = σ_e / ρ_e = 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 σ_e.

A partir de calculs élémentaires figurant en annexe, on aboutit au résultat suivant :

k = (3/√2) (θ/θ_N) (p_N /w ρ_g)

dans laquelle :

p_N est la pression normale (1013 Hp)
ρ_g est la masse volumique normale du gaz, soit (2,01 / 22,4) kg/m³.
θ_N 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 = 10⁵qui correspond à un acier dur (σ_e = 760 Gp et ρ_e = 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.

6. Piles à combustible

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% (η_N) 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:

CO2 + 3 H2 --> CH4 + H2O

Ce procédé présente des avantages et des inconvénients :

Avantages :

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 :