Le Power-to-Gas n’est pas indispensable pour passer au 100% renouvelable

Dans la perspective de répondre à ces interrogations s’est tenu à Düsseldorf les 14, 15 et 16 mars 2017 l’International Energy Storage Conference, évènement organisé par le World Council for Renewable Energy (WCRE) rassemblant de nombreux spécialistes mondiaux de cette thématique.

Plusieurs études stratégiques, reposant sur une passionnante et très riche bibliographie, ont notamment été révélées par Dr Christian Breyer, professeur de Solar Economy au sein de la Lappeenranta University of Technology (LUT), le MIT finlandais. Ce scientifique est aussi Chairman EnR de l’Energy Watch Group, organisation dont la devise est « les politiques énergétiques ont besoin d’information objective ».

La complémentarité du solaire et de l’éolien permet de réduire massivement les besoins en stockage et en back-up

La première étude s’intitule « Exploiting resource complementarities to reduce energy storage need » (« Exploiter les complémentarités pour réduire les besoins en stockage »). Elle repose sur l’analyse des données solaires et éoliennes d’Israël, d’Arabie Saoudite, de Californie et de Finlande, et montre que focaliser uniquement sur l’éolien (ou le solaire) n’est pas pertinent car cette approche réductrice conduit à augmenter massivement les besoins en stockage et en back-up.  

Un mix 50% solaire + 50% éolien (VRE = Variable Renewable Energy) est plus performant qu’un mix 100% éolien (0% solaire) ou 100% solaire. En effet dans l’hypothèse d’une non acceptation de pertes de production (energy loss), le taux de pénétration maximal des VRE est de 58% avec l’approche symbiotique 50/50, mais seulement de 38% dans le cas du 100% éolien, et enfin de 52% dans le cas du 100% solaire. Les résultats sont similaires dans les différents pays étudiés.

Les chercheurs de la LUT concluent : « Nous avons trouvé que la complémentarité solaro-éolienne conduit à une pénétration des VRE significativement plus élevée, ceci tout en réduisant les besoins en stockage et en balancing ».

Accepter de perdre (energy loss) 15% de la production solaro-éolienne permet de réduire massivement les besoins en stockage (storage) et en back-up ( = balancing). Avec un mix solaro-éolien 50/50 (optimal) le taux de pénétration du solaro-éolien dans le mix global monte de 58% à 81% dans le cas d’une acceptation d’un taux de pertes de 15%. 

Parallèlement les besoins en stockage s’effondrent de 38% et les besoins en back-up de 34%. Accepter de perdre 15% de la production solaro-éolienne a donc des conséquences très positives sur l’ensemble de l’écosystème énergétique.

En France la complémentarité de l’éolien et du solaire est remarquable à l’échelle saisonnière.

Il est possible d’atteindre 90% de solaro-éolien grâce au stockage intra-journalier. Les 10% restants peuvent être assurés par du back-up classique

La seconde étude s’intitule : « How much energy storage is needed to incorporate very large intermittent renewables? » (« Quelle quantité de stockage est-elle nécessaire pour intégrer de très hauts niveaux d’énergies renouvelables intermittentes ? »).

« Comprendre les équations physiques et économiques du futur système énergétique est impératif pour le construire et le gérer de manière optimale » soulignent Breyer et ses collègues. « Un dimensionnement pertinent du stockage, tant en puissance qu’en volume de stockage, requiert la capacité de saisir les dynamiques temporelles du stockage compte-tenu de leur rôle pour faire correspondre une production temporellement variable à une demande également temporellement variable » ajoutent les scientifiques.

Quand on accepte de perdre une partie de la production solaro-éolienne, alors les besoins en puissance de back-up diminuent fortement. Dans l’exemple californien choisi par les auteurs de l’étude, avec une non-acceptation des pertes la puissance de back-up requise est de 55 GW. Elle tombe à 45 GW dans le cas d’une acceptation d’un taux de perte de 5%, et à 40 GW pour 10%.

Accepter de perdre une partie de la production solaro-éolienne conduit à une baisse appréciable des besoins en stockage et en back-up. Pour construire les batteries et les générateurs d’appoint, il faut consommer de l’énergie. Dans une perspective d’efficience il convient donc de trouver le meilleur compromis. Si, pour ne pas perdre un seul kWh de production solaro-éolien on est contraint de mettre en place d’importantes capacités de stockage et de back-up, alors le résultat final sera une perte d’énergie bien plus importante que les kWh que l’on voulait absolument sauver. Les systèmes de stockage ont d’ailleurs eux-mêmes des pertes intrinsèques et pour certaines technologies ces pertes peuvent être massives. C’est le cas du Power-to-Methane.

« Une capacité de stockage correspondant à environ une journée de demande moyenne est suffisant pour parvenir à un taux de pénétration solaro-éolien de 90%, ceci si l’on accepte un taux de perte de 20% » affirment les chercheurs. Ce taux de perte consiste en la somme de la production non consommée et des pertes liées au rendement du stockage.

90%, c’est déjà très bien, mais comment faire pour parvenir aux 100% d’énergies renouvelables ? Plutôt que d’augmenter le taux de perte et/ou la capacité de stockage dans l’espoir de parvenir au 100% solaro-éolien, les scientifiques estiment qu’il vaut mieux faire appel à d’autres sources d’énergie pour les 10% résiduels : « Dans un système 100% renouvelable le back-up peut provenir d’un mix diversifié de générateurs : hydroélectricité, biomasse, générateurs conventionnels fonctionnant avec du gaz de synthèse, et les ressources marines, si elles sont co-optimisées ».

Les chercheurs finlandais insistent : « L’optimisation grâce à ces autres sources renouvelables sera nécessaire pour parvenir au 100% renouvelable, au lieu de pousser pour parvenir à un taux de pénétration solaro-éolien de 100%, ce qui nécessiterait de grandes capacités de stockage avec un faible taux d’utilisation »

Il semble donc particulièrement important de ne pas gaspiller le biogaz dans des applications où il n’est pas indispensable, pour le réserver à cette fonction de back-up. Et ainsi réduire autant que possible les besoins en électro-méthane complémentaire dont la production est peu efficiente.

Gâcher le biométhane en le brûlant dans des voitures au BioGNV semble peu pertinent car elles peuvent être remplacées par des voitures à batterie. Ces dernières peuvent d’ailleurs équiper aussi les bus (Exemple : Proterra) et les camions semi-remorques (Exemple : Mercedes et Tesla) qui complèteront le réseau Hyperloop de transport des marchandises sur de longues distances. L’Hyperloop est un véhicule 100% électrique à batterie.

La production d’électro-méthane (P2G), si le biogaz et les lacs de barrage ne suffisent pas, pourra de son côté être réalisée dans les régions de la planète jouissant à la fois de fortes ressources solaire et éolienne, ce qui permet d’atteindre des facteurs de charge élevés et par conséquent un coût optimisé de l’électro-méthane.

Recourir au Power-to-gas pour valoriser les surplus de production solaro-éolienne n’est pas viable

Utiliser les surplus de production solaro-éolienne pour alimenter des systèmes Power-to-gas n’est pas viable, même si l’électricité solaro-éolienne a un coût égal à zéro. Car avec un faible taux d’utilisation le retour sur investissement n’est pas assuré. 

« Le coût de production de l’hydrogène par électrolyse de l’eau dépend moins du prix de l’électricité que de sa disponibilité » souligne Cédric Philibert, expert EnR au sein de l’Agence Internationale de l’Energie, dans un billet de blog d’importance hautement stratégique à l’heure des grands choix énergétiques. « Même avec des hypothèses plutôt favorables sur les coûts des électrolyseurs à 500 ou 1000 heures par an on est très loin du coût de l’hydrogène par reformage vapeur du gaz naturel même assorti de capture et stockage du CO2. Pour parvenir au même niveau il faut au moins 3000 heures et plutôt 4000 ou 5000. Il ne peut s’agir de « surplus » de renouvelables variables : il faut des équipements additionnels ou dédiés. »

Une électricité 100% solaire dans une région française est théoriquement possible en recourant au Power-to-Methane. Mais alors les électrolyseurs et méthanateurs ne fonctionnent que durant 6 mois de l’année, et seulement durant la journée, ce qui fait sombrer le facteur de charge.  Et il faut alors consommer d’importantes surfaces en centrales solaires compte-tenu de l’inefficience globale Power-to-Methane x Methane-to-Power. Avec à la clé une pression sur les ressources en métaux (cuivre, aluminium, fer etc.) pour construire les centrales solaires. Cette approche n’est pas du tout optimale dans une perspective écologique et économique.

Le réseau de gaz déjà en place sera utile pour le back-up

L’argumentation selon laquelle le volume de stockage avec les batteries ou les STEP (« batterie gravitaire ») est trop faible pour parvenir au 100% Renouvelable et qu’il faudrait donc obligatoirement faire appel au Power-to-gaz compte-tenu du fait que le réseau de gaz déjà en place permet d’avoir plusieurs mois d’autonomie ne tient pas la route. Il y a dans ce raisonnement une confusion entre stockage au sens strict et back-up.

Le stockage de courte durée (intra-day), pilier du système énergétique à dominante solaro-éolienne, permet d’atteindre de très hauts niveaux d’EnR variables quand on accepte de perdre une faible partie de la production. L’approche du back-up permet de combler le reste.

Les lacs de barrage (à ne pas confondre avec les STEP), le biogaz, et si ces deux premiers ne suffisent pas, l’électro-méthane (syngas) importé depuis des sites de productions entièrement dédiés, joueront le rôle de boucheurs de trous pour assurer la continuité. Le réseau de gaz jouera donc le rôle d’une bouée de sauvetage dans le système énergétique 100% renouvelable. Un rôle de back-up, pas de stockage au sens strict.

Les batteries des voitures électriques : un important potentiel

Dans la troisième étude intitulée « The impacts of high V2G participation in a 100% renewable Åland energy system » Breyer et al soulignent l’importance que peuvent jouer les batteries des véhicules électriques dans un système énergétique 100% Renouvelable à partir de l’exemple de cet archipel finlandais.

« Nous n’avons pas réalisé l’analyse pour la Finlande toute entière, mais il est hautement probable que les résultats seraient comparables à ceux d’Åland » a déclaré Breyer dans un message électronique à Techniques-ingénieur.fr.

Si les 32 millions de voitures du parc automobile français étaient électrifiées et équipés d’une batterie de 50 kWh, alors le volume de stockage obtenu serait de 1600 GWh. La demande électrique française est d’environ 1300 GWh par jour en moyenne.

Une étude récente financée par le groupe BMW et Stanford GCEP (Global Climate and Energy Project), étude intitulée « Evaluating co-benefits of battery and fuel cell vehicles in a community in California » (« Evaluer les co-bénéfices des véhicules à batterie et des voitures à hydrogène dans une communauté en Californie »), a montré qu’une Electron Economy est bien plus efficiente qu’une Hydrogen Economy, dans une perspective à la fois économique et écologique.

« En termes de coûts globaux, nous avons trouvé que les véhicules électriques à batterie sont meilleurs que les véhicules équipés de piles à combustible pour réduire les émissions » a déclaré l’auteur principal, Markus Felgenhauer.

« L’analyse montre que pour être compétitifs au niveau des coûts, les véhicules à hydrogène devraient être vendus à un prix bien inférieur à celui des véhicules à batterie. Cependant les véhicules à hydrogène seront vraisemblablement plus coûteux que les véhicules à batterie dans un futur prévisible » a ajouté ce chercheur de la Technical University of Munich. L’étude intègre en effet l’ensemble des coûts, y compris celui de l’infrastructure de charge.  « Un autre supposé bénéfice de l’Hydrogène, stocker les surplus d’énergie solaire, ne s’est pas avéré concluant non plus dans notre étude. Nous avons trouvé qu’en 2035, seulement une petite portion de systèmes de stockage à base d’hydrogène seront utilisés pour chauffer ou éclairer les bâtiments. »    

Une course pour préserver l’eau douce, le sang de la biosphère

Les cerveaux de l’entreprise californienne Tesla ont calculé que 100 Gigafactories de production de batterie comparables à celle qui est en construction dans le Nevada suffiront pour que le monde passe au 100% Renouvelable. Pour tous les usages.

Cette approche où la pile 2170 de Tesla (21 mm x 70 mm) est le pilier central du système énergétique a un avantage majeur comparativement à celle où c’est l’hydrogène qui prend cette place : une très grande efficience hydrique. 

L’eau douce est la ressource la plus précieuse sur Terre. Un nombre croissant de régions dans le monde sont dès à présent confrontées à sa raréfaction. Les systèmes de dessalement de l’eau de mer sont énergétivores et les saumures résiduelles impactent de manière inquiétante les écosystèmes littoraux en augmentant la salinité des eaux.

L’eau douce est une ressource hautement stratégique. Le Tibet est par exemple un réservoir majeur pour la Chine. Les voitures à Hydrogène rejettent par leur pot d’échappement de l’eau sur les routes, eau qui a été consommée en amont pour l’électrolyse.

Le volet mobilité du concept d’Hydrogen Economy porte ainsi le germe d’une aggravation de la pression préoccupante sur cette ressource indispensable à l’épanouissement de l’être humain (d’où le risque de guerres de l’eau) et plus généralement à celui de l’ensemble des êtres vivants.

Car Homo sapiens n’est pas seul sur la planète Terre.

Olivier Daniélo