« Power to Gas », le couteau suisse de la transition énergétique ?

17 Juin 2016
L’énergie est le fluide qui insuffle la vie dans le corps économique, et donc social.
Il suffit de regarder le réseau qui irrigue les principaux organes pour comprendre que l’on ne joue pas impunément avec une organisation aussi complexe sans risquer la thrombose ou l’hémorragie.
Pour des raisons géologiques, la France a été jusqu’à présent contrainte de vivre sous perfusion. Les réseaux eux-mêmes existent et sont gérés convenablement, mais le fluide vital doit être importé de différentes sources hors de notre contrôle, avec tous les risques d’interruption liés à l’occurrence d’évènements géopolitiques sur lesquels nous n’avons aucune prise.
Pouvoir débrancher les tuyaux et quitter enfin l’hôpital est le souhait de tout malade assisté.
C’est pourquoi la recherche de l’indépendance énergétique doit rester le « Fil rouge » de toute bonne politique de long terme.
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Le fluide vital qui nous maintient en vie est encore aujourd’hui un mélange composé essentiellement de pétrole, de Gaz naturel, de charbon, et d’Uranium, lesquels doivent être approvisionnés dans différents endroits de la Planète, au prix de certains compromis politiques, voire humanitaires, pas vraiment dans le droit-fil de la stratégie d’indépendance ni de la démocratie.
D’autres raisons motivent la recherche d’une solution à ce problème qui plombe notre avenir:
Les sources d’hydrocarbures sont vouées au tarissement, de par leur nature même de produits organiques fossilisés, l’échéance étant d’autant plus proche que la demande planétaire croît avec la banalisation d’un progrès technologique très énergivore.
D’autre part, la mise en évidence de leur influence néfaste sur le climat de la Planète impose de modérer drastiquement leur emploi afin de ralentir le taux de croissance du dioxyde de Carbone dans l’Atmosphère.
Pour toutes ces raisons il a été décidé de remplacer progressivement le fluide vital énergétique actuel par un autre mélange ne contenant que des produits renouvelables et neutres par rapport aux émission de CO2.
Cette notion de progressivité implique la coexistence des deux systèmes pendant une période dont la durée ne sera pas inférieure à un siècle, tant sont variés et considérables les changements qu’il nous faudra introduire dans les structures des nouveaux outils de production, des technologies liées aux nouvelles manières d’utiliser l’énergie, de l’aménagement du territoire, et de nos propres habitudes.
Tous ces changements devront s’imposer dans le respect des règles du marché, et notamment de la concurrence des produits pétroliers qui continueront d’être disponibles malgré les tentatives de mise à l’écart au moyen de taxes spécifiques dont l’efficacité reste à démontrer.
Pour la France, il va de soi que le planning de la transition sera décalé à proportion du retard de la décision de retrait du nucléaire.
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Le diagramme suivant donne une idée des réseaux énergétique de l’inter-règne.

Les trois sous-réseaux principaux seront conservés:
- Combustible liquides.
- Combustibles gazeux.
- Electricité.
Avec éventuellement un quatrième réseau qui sera un réseau de distribution de chaleur, aujourd’hui limité aux structures locales.
Pour pallier le risque d’une rupture temporaire d’approvisionnement en hydrocarbures, il a été décidé depuis longtemps, sous l’égide de L’Agence Internationale de l’Energie, que chaque Etat membre doit constituer des stocks énergétiques correspondant à environ trois mois de consommation.
Pour cette raison la France dispose d’importantes capacités de stockage de combustibles liquides et de Gaz naturel.
Il n’existe pas de capacités de stockage d’électricité, pour deux raisons:
La première raison tient à l’absence d’une solution technologique de stockage de masse.
(Les batteries, l’air comprimé, les volants d’inertie, et même les STEP, ne sont pas des stockages de masse).
La seconde raison est que l’électricité est produite (Jusqu’à présent) par des centrales thermiques ou nucléaires, qui sont alimentées par des combustibles liquides ou gazeux qui disposent de capacités de stockage, le stockage du combustible nucléaire étant constitué par celui qui est dans les cuves des réacteurs (Cycle de 18 mois) et celui qui est déjà en cours de « fabrication » sur le territoire.
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Les Biocarburants liquides et le Biogaz de méthanisation pourront sans inconvénient être utilisés dans les réseaux existant pour les combustibles liquides et gazeux.
Les biocarburants sont déjà distribués en stations services, et le bio Méthane est déjà injecté dans le réseau.
Les mêmes capacités de stockage restent donc disponibles pour une transition énergétique en douceur, pour ce type de produits.
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Par contre, l’électricité produite à partir des sources renouvelables qui sont le Soleil, le vent, et l’eau, est par nature irrégulière et difficilement prévisible, car soumise aux aléas météorologiques avec une périodicité qui peut être horaire, journalière, saisonnière, voire annuelle pour l’hydraulique, conduisant à des fluctuations locales considérables de la production.
Ces sources seraient inutilisables en réseau national sans quelques précautions indispensables:
D’une part la mise sur pied d’un solide service de prévisions météo travaillant sur un maillage très fin à l’échelle du km2, permettant d’anticiper les fluctuations de production afin de tenter de les compenser partiellement.
D’autre part, la mise en place de capacités de stockage de première intention capables d’intervenir très rapidement, à l’échelle de la minute, pour compenser les fluctuations de courte durée à l’échelle de l’heure. Il s’agit essentiellement des stations de pompage-turbinage, et éventuellement des batteries, ou de volants d’inertie, dès lors que la rapidité de mise en œuvre compte plus que la capacité.
Enfin, développer des moyens de stockage de masse basés sur des procédés également réversibles permettant d’utiliser les capacités de stockage existantes pour les combustibles liquides et/ou gazeux.
Ces moyens permettront d’une part de valoriser l’énergie « fatale » produite en excès en période de faible demande, et d’autre part, grâce à la réversibilité, de restituer une partie de l’électricité avec un rendement acceptable et en grande quantité.
Le procédé actuellement en faveur est la filière « Power-to-gas ».
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Puisqu’on ne sait pas stocker l’électricité en grande quantité, il « suffit » de la transformer en un Gaz qui sera stockable, et dont la molécule transportera l’énergie sous forme de l’énergie de liaison des atomes qui la constituent. On essaie évidemment de perdre le moins d’énergie possible lors d’une telle transformation, afin de conserver un bon rendement.
La première étape du procédé « Power-to-Gas » (P2G) est l’électrolyse. C’est une technologie déjà largement utilisée dans l’Industrie et pour laquelle le savoir-faire existe et ne pose pas de problème particulier.
Pour une fois on économisera des frais d’études, de recherche et de développement.
Le rendement énergétique des électrolyseurs modernes atteint 80% voire plus.
(Le CEA-Liten a développé un électrolyseur dont le rendement est annoncé pour 90%).
L’électrolyse produit le l’oxygène et de l’Hydrogène, deux gaz dont l’Industrie est très demandeuse. Aujourd’hui l’Hydrogène est produit par des procédés chimiques et est distribué par un réseau spécialisé.
L’Hydrogène « Electrique » peut être utilisé en tant que tel, c’est un excellent combustible, très énergétique, mais difficile à transporter et à utiliser en raison d’une part des faibles dimensions de la molécule qui lui permettent de s’insinuer dans la moindre fissure et donc de causer des fuites dans des installations « classiques », et d’autre part de son haut pouvoir d’inflammation.
Il existe néanmoins une « Filière Hydrogène » qui ambitionne de populariser ce produit en le rendant plus sûr et plus facile à gérer. On peut alimenter des moteurs et des turbines à gaz avec de l’Hydrogène.
L’existence des piles à Hydrogène autorise l’alimentation des véhicules électriques, certains sont déjà sur nos routes (Voit Toyota MIRAI).
L’Hydrogène peut être transporté comprimé en bouteilles, ou stocké dans des structures solides (Voir McPhy industry).
Il existe même un vélo électrique utilisant cette technologie.
On peut également utiliser l’Hydrogène dans une turbine à gaz pour actionner un alternateur.
Mais n’oublions pas que le but de l’opération était de stocker l’énergie ainsi transformée en gaz.
L’Hydrogène peut être injecté dans le réseau de distribution du Gaz naturel, dans des proportions de 10 à 20% (Hythane), ce qui constitue un moyen de stockage important, une valorisation de l’électricité « fatale », et une réduction du taux d’émissions de CO2 fossile du gaz.
( Voir le programme GRHYD).
Lorsque c’est nécessaire l’électricité peut être « reconstituée » grâce à une pile à Hydrogène, il en existe aujourd’hui pour les fortes puissances, avec des rendements significatifs qui dépassent 60%.
Mais pour pouvoir disposer de toutes les possibilités de stockage actuelles du Gaz naturel, le mieux est encore de transformer l’Hydrogène en Méthane CH4. On peut alors l’injecter dans le réseau sans précaution particulière et sans nouvelles infrastructures.
La transformation d’Hydrogène en Méthane ne pose pas de problème de fond. La réaction est connue depuis plus d’un siècle. Elle consiste à faire réagir l’Hydrogène avec du dioxyde de carbone en présence d’un catalyseur. C’est une réaction exothermique, la chaleur dégagée peut être valorisée dans un réseau de chaleur.
Le problème est « Où trouver le CO2 pour alimenter la réaction ? »
La captation et le transport du CO2 sont un problème en eux-mêmes, à la fois onéreux et coûteux en rendement. Mais ce coût pourra être amorti en crédit-carbone.
Si la théorie du « Power to gas » est séduisante, sa réalisation ne sera donc pas immédiate, surtout si le marché entretient la concurrence avec les fossiles qui continueront d’exister…
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Si ces beaux projets se réalisent, quels seront les changements ?
Le réseau des énergies ne sera pas très différent du réseau actuel.
- Il y aura toujours des centrales thermiques, qui utiliseront des biocombustibles, de l’Hydrogène, ou du Biogaz, voire même de la biomasse.
- Il y aura toujours de grandes capacités de stockage de Gaz et de combustibles liquides car il y en aura encore à stocker, mêmes si ce ne sont plus les mêmes.
- Il y aura toujours des stations de pompage-turbinage, mais plus grandes et en plus grand nombre.
- Les barrages de lacs et/ou les barrages éclusés seront modernisés et certains transformés en STEP.
- les réseaux de chaleur, aujourd’hui peu répandus, seront déployés partout où de la chaleur est récupérable.
La grande nouveauté sera l’établissement d’un pont bidirectionnel entre le réseau électrique et le réseau du Gaz. Les deux réseaux auront alors nécessairement une gestion commune.
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Une nouveauté, peu visible sur le terrain, mais très importante par les moyens nécessaires, sera l’interconnexion des réseaux nationaux en un grand réseau européen synchrone, permettant un grand niveau de mise en commun des ressources.
Des échanges transfrontaliers existent déjà. Il s’agit d’augmenter considérablement les capacités en puissance et de les étendre au-delà des frontières immédiates grâce à les liaisons sous-marines en courant continu THT.
On connaît déjà le rôle important que joueront des pays comme la Norvège, la Suède, la Suisse, pour l’hydraulique, et d’autres pays pour l’éolien ou le solaire. Ces échanges permettront de mieux maîtriser les problèmes d’intermittence grâce à la répartition aléatoire des aléas climatiques.
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Et combien tout cela va-t-il coûter ?
Evidemment extrêmement cher, si l’on y ajoute le coût du démantèlement des 59 réacteurs nucléaires et le stockage des déchets radioactifs, dépenses improductives s’il en est.
Mais la vraie question n’est-elle pas:
« Avons-nous vraiment le choix ? »