GIEC: comment décarboner le secteur de l’énergie ?

Nous allons approfondir ici le chapitre 6 du rapport du GIEC (WGIII), portant sur les systèmes énergétiques. [pdf complet]

L’électricité est le cœur des perspectives de limitation du dérèglement climatique. En effet, il faudra électrifier de nombreux besoins actuellement remplis par les énergies fossiles. En outre, elle est encore une des principales sources de gaz à effets de serre. Il faudra donc la décarboner tout en la déployant.

Dans les parcours effectifs en termes de coûts, le secteur de l’énergie atteint le « net zéro CO2 » avant le reste de l’économie. (TS-46) Pour les scénarios C1 à C4, les émissions nettes de l’énergie diminuent de 38-52% en 2030 et 87% à 97% en 2050. L’électricité passe de 20% de l’énergie utilisée en 2019 à 48-58% de l’énergie finale en 2050.

Entre 2015 et 2020, les prix de l’électricité de photovoltaïque et de l’éolien ont respectivement chuté de 56% et 45% et les prix des batteries de 64%. La réduction est encore plus radicale lorsqu’on compare aux années 2000: le prix du photovoltaïque a été divisé par environ 10 et celui de l’éolien terrestre par 2 ou 3. Le prix des batteries a été divisé par 10 depuis 2010. Notez que l’éolien offshore, lui, a un prix similaire aux années 2000. (TS, p.67;

Pour décarboner les usages que l’utilisation directe d’électricité ne peut pas adresser, il faudra des vecteurs d’énergie, comme l’hydrogène, l’ammoniaque ou des hydrocarbones bas carbone (biogéniques ou synthétiques). Si le principe est que l’électricité non transformée est l’option à privilégier, l’hydrogène est particulièrement intéressant pour stocker l’énergie des renouvelables [difficile à traduire, je présume]. L’efficience du cycle « electricity-to-hydrogen-to-electricity » pourrait atteindre 50% en 2030 [rq: elle est ajd de 25%]. (TS-55)

De multiples options d’approvisionnement en énergie sont disponibles pour réduire les émissions au cours de la prochaine décennie. (confiance élevée) L’énergie nucléaire et l’hydroélectricité sont des technologies déjà établies. Le solaire photovoltaïque et l’éolien sont désormais moins chers que l’électricité produite à partir de combustibles fossiles dans de nombreux endroits. La bioénergie représente environ un dixième de l’énergie primaire mondiale. La capture du carbone est largement utilisée dans l’industrie pétrolière et gazière, avec premières applications dans la production d’électricité et les biocarburants. Il ne sera pas possible de déployer largement toutes ces options et d’autres sans des efforts pour aborder les facteurs géophysiques, environnementaux-écologiques, économiques, technologiques, socioculturels et institutionnels qui peuvent faciliter ou entraver leur mise en œuvre. (confiance élevée)

Traduit de l’anglais, TS-56

Consommation et utilisation de l’énergie aujourd’hui

La production d’électricité a généré 20 Gt CO2eq en 2019, avec une légère hausse depuis 2015 (2,7%). Les émissions fugitives des énergies fossiles (essentiellement les fuites de méthane [lors de l’extraction du charbon et l’exploitation-transport de gaz naturel]) ont représenté 18% de ces émissions en 2019. 2,6 Gt CO2eq sont liés à la production d’oil&gas, dont la moitié à l’extraction du charbon. Ces émissions fugitives pourraient néanmoins avoir été sous-estimée de 25 à 40%. (p.620)

La proportion de personnes ayant accès à l’électricité est passé de 73% à 90% entre 2000 et 2019. (p.623)

Le bilan du système énergétique mondial est le suivant :

Les auteurs présentent deux scénarios, que je ne commenterai pas.

Parenthèse: les subventions énergétiques

Les subventions énergétiques (energy subsidies) sont définies comme des mesures réglementaires du secteur de l’énergie diminuant le prix pour le consommateur, élevant le prix pour les producteurs ou réduisant le prix de la production d’énergie. Les estimations varient grandement. Par exemple, l’IAE estimait en 2017 les subventions aux énergies fossiles à 300Md$ en utilisant la méthode « pre-tax price-gap », alors que le FMI incluait des externalités non prises en compte pour conclure à un total de 5,3 trillions de dollars. (p.629)

Parmi les exemples, l’Indonésie avait mené un programme pour encourager l’équipement d’appareil de cuisson au gaz de pétrole liquéfié (GPL) pour remplacer l’utilisation de kerozène, très polluant et toxique. De même l’Inde avait créé une subvention pour des équipements au GPL pour les foyers pauvres.

Les principaux modes de production d’électricité

Les énergies renouvelables intermittentes, l’hydroélectricité et le nucléaire représentaient 37% de l’électricité produite en 2019.

Le solaire

Le potentiel de l’énergie solaire est de loin le plus grand: 120 000 TW d’énergie solaire arrivent en continu sur Terre. Le potentiel atteignable serait de 45 à 92 PWh (=162–295 EJ) par an

Entre 2015 et 2019, la capacité de production d’électricité photovoltaïque a augmenté de 170% entre 2015 et 2019, atteignant 609GW, ayant produit 680TWh en 2019. Il s’agissait à 99% de solaire photovoltaïque.

Le prix

Le prix du photovoltaïque a diminué de 62% entre 2015 et 2019 et devrait encore diminuer de 16% d’ici 2030. Le prix en 2019 variait de 52 à 190 dollars par MWh (LCOE), le rendant compétitif avec les énergies fossiles. Une étude indienne observait que les installations en toiture étaient 41 % plus cher que celles dans des fermes solaires. L’installation et les « soft costs » (marketing, etc.) représentent une part de plus en plus importante des installations. Le prix du solaire à concentration (CSP) a diminué, mais deux fois moins vite que le photovoltaïque. Son prix est estimé à 120$/MWh.

Ces prix ne prennent pas en compte les coûts d’intégration au système électrique. Le cout total d’un système électrique reposant sur l’énergie photovoltaïque relative aux coût d’intégration a augmenté, mais pourrait diminuer avec l’augmentation des moyens de flexibilité (batteries, etc.). Les coûts de transmission peuvent ajouter 1 à 10$/MWh, soit 3 à 33% du prix dans une ferme solaire. Les estimations d’une méta-étude du prix d’intégration sont de 12 à 18$/MWh jusqu’à 35% de renouvelables et 25-46$/MWh au-delà.

L’impact environnemental

La diminution de l’albédo serait globalement triviale [même dans le désert ?] par rapport au bénéfice.

L’évaluation du cycle de vie varie beaucoup selon l’énergie utilisée par son concepteur. Les plus anciennes estimations évalue l’empreinte carbone entre 9 et 250 gCO2/KWh. D’autres évaluations estiment le kWh à 18-60, 80, 50 ou 20g.

Le problème de la prise au sol serait peu signifiant. En effet, il faut environ 2ha pour produire 1MW d’énergie solaire. Un carré de 550km de côté, soit 0,2% de la surface terrestre, de panneaux photovoltaïques produirait assez d’électricité pour répondre à la demande globale d’énergie. Il peut y avoir des effets négatifs sur la biodiversité. Néanmoins il y a des moyens de limiter l’emprise au sol, comme l’agrivoltaïsme, par exemple ne utilisant des cultures tolérantes à l’ombrage. Il y a aussi la piste des installations flottantes, qui peuvent même être utilisées pour réduire l’évaporation. (p.632)

Les matériaux nécessaires pour le PV, cuivre, silicone, verre, aluminium et argent, ne devraient pas manquer. De nouvelles technologies, comme le silicone amorphe, le tellurure de cadmium et le diséléniure de cuivre, d’indium et de gallium (CIGS), utiliseraient encore moins de matériaux.

Après une durée de vie typique de 30 ans, les modules peuvent être recyclés à hauteur de 83% hors plastiques. Néanmoins, la filière est encore petite, alors que d’ici 2050, les modules en fin de vie pourraient représenter 80MT et 10% des déchets électroniques globaux. Elle nécessitera probablement un soutien financier, le recouvrement des matériaux autres que l’aluminium et le cuivre risquant d’être trop peu rentable.

Innovations

Plusieurs innovations sont prometteuses :

• Le contept PERC (passivated emitter and rear cell)
• Les panneaux bifaciaux
• Les perovskites, des structures cristallines peu cher à produire, mais qui doivent encore résoudre le problème de la dégradation par la lumière et trouver des composants efficaces sans plomb.
• Des cellules solaires organiques faites de semi-conducteur à base de carbone similaire à ceux des diodes OLEDs peuvent être utilisée sous forme de film fin sur de larges surfaces.
• « Quantum dots », des semi-conducteurs sphériques nanocristallins.

Autres solaires

Le PV est hégémonique sur l’énergie solaire, mais il y en a d’autres, la principale étant le solaire à concentration. Ce dernier consiste à concentrer les rayons du soleil de sorte à chauffer un liquide de travail, qui pourra être utilisé directement (ex: chauffage de logement) ou pour produire de l’électricité. Leur avantage est qu’elles peuvent stocker une partie de l’énergie sous forme thermique.

Un de ses désavantages et qu’elle ne peut qu’utiliser une lumière directe, ce qui contraint ses installations aux espaces très ensoleillés avec peu ou pas de nuages.

Il y en a d’autres à l’état expérimental:

• Les cheminées solaires consistent à chauffer de l’air dans de grandes structures similaires à des serres.
• Le solaire spatial, qui doit encore développer un système de transmission par laser ou micro-ondes.

L’éolien

La capacité de production d’électricité éolienne a augmenté de +170% entre 2015 et 2019, atteignant 623GW, ayant produit, atteignant 1420 TWh. Depuis 2015, le prix de l’éolien onshore a diminué de 18% et celui de l’offshore de 40%. (p.634) L’onshore représentait 95% de la capacité totale en 2019.

Le potentiel total de production serait entre 557 et 717 PWh (2005–2580 EJ) par an. Cette ressource est très inégalement répartie spatialement et temporellement. Elle peut en effet largement varier selon la saison et le lieu. Le potentiel offshore est plus grand qu’onshore, les vends y étant plus forts et constants. Néanmoins, il est aussi plus cher, que ce soit pour la construction, maintenance ou transmission.

Le prix

L’électricité éolienne tend à devenir moins chère que l’énergie fossile, atteignant 39$/MWh (LCOE) en 2020, après une chute de 38% par rapport à 2010.

La réduction du prix repose essentiellement sur l’augmentation de la dimension des éoliennes: turbines plus puissantes, rotors plus larges, pilonnes plus haut, etc. Le diamètre moyen des rotors terrestres est passé de 81,2m en 2010 à 120m en 2020, passant d’une puissance de 1,9MW à 3MW S’agissant des éoliennes offshore, elles sont passés de 1,6MW à 6MW.

Le prix total est de 1150$/kW en Chine et en Inde et 1403 à 2472 ailleurs.

Le prix final de l’installation n’a été réduit que de 12% entre 2010 et 2020 pour les fermes offshore. Les sites s’établissant plus loin des cotes, le prix au kW a tendance à augmenter, passant d’environ 2500$/kW en 2000 à 5127 en 2011-2014, puis redescendant à 3185 en 2020. Cela inclut la connexion au système électrique. (p.637)

Inconvénients

Les installations éoliennes ont un impact environnemental relativement faible, mais peuvent « parfois avoir des impact écologiques significatifs ». Elles « peuvent causer des impacts écologiques locaux, y compris sur l’habitat et les déplacements des animaux, des problèmes biologiques, des décès d’oiseaux et de chauves-souris dus à des collisions avec des pales en rotation et des problèmes de santé ». (p.637)

Les dégâts sur les habitats animaux peuvent être résouts ou réduits en stoppant les turbines en cas de risque, souvent « sans affecter la productivité de la ferme éolienne », par exemple en cas de migration d’oiseaux.Certaines études trouvent des corrélations faibles entre le bruit des fermes éoliennes et les mesures à long terme de santé humaine. (p.637)

Les émissions de CO2 correspondent essentiellement à la production, au transport, à la construction et à la fin de vie des turbines.

Enfin les éoliennes reposent deux éléments de terre rare (REE, Rare Earch Element): le neodynium et le dysprosium, utilisés dans les aimants de leurs générateurs haute performance.

Innovations

« Les fondations flottantes pourraient révolutionner l’énergie éolienne offshore en exploitant le potentiel éolien abondant dans les eaux plus profondes. […] Les parcs éoliens flottants offrent potentiellement des avantages économiques et environnementaux par rapport aux conceptions à fond fixe en raison d’une activité moins invasive sur le fond marin lors de l’installation, mais les effets écologiques à long terme sont inconnus et les conditions météorologiques plus au large et dans les eaux plus profondes sont plus difficiles pour les composants des éoliennes.(IRENA 2019c). » (p.635)

On envisage aussi des éoliennes volantes, qui pourraient capter les vents, particulièrement puissants, en hauteur.

L’énergie hydroélectrique

L’hydroélectricité est une technologie mature, moins chère en LCOE que l’installation de centrales fossiles. On estime que la production potentielle est entre 31 et 128 PWh (=112–460 EJ) par an, distribué sur 11,8 millions d’emplacements. Le potentiel techniquement viable est beaucoup moins élevé: 8 à 30 PWh et le potentiel économiquement viable est entre 8 et 15 PWh. La production en 2019 était de 4,2 PWh (15.3 EJ), soit environ 16% de la production d’électricité mondiale et 43% de la production d’électricité renouvelable. Le potentiel hydroélectrique est largement concentré en Asie (48%).

cette énergie a de très faibles coûts de maintenance (~2 – 2,5% du cout initial, pour une durée de vie de 40-80 ans). Les coûts de construction dépendent du lieu et peuvent varier entre 10 600 et 804 500 dollars par kW. Le prix augmente notamment si le barrage est situé loin des infrastructures. Plus l’installation est petite, plus elle coute cher au kW, dépassant 100k$ / kW pour les installations de moins de 1MW.

L’énergie hydroélectrique a augmenté de 10,3% entre 2015 et 2019, passant de 3890TWh à 4290 TWh.

Un des problèmes de l’hydroélectricité est qu’elle peut avoir de sérieux impacts environnementaux et sociétaux. Ils agissent en effet comme barrière pour la flux environnementaux, comme la migration ou l’écoulement de sédiments. Ce problème peut être amoindri par des systèmes spécifiques. En outre il pourrait y avoir une compétition entre pays pour la ressource hydroélectrique.

Le nucléaire

« Le nucléaire peut délivrer une énergie bas carbone à l’échelle ». (p.639) L’énergie nucléaire a augmenté de 10,3% entre 2015 et 2019, passant de 2570 TWh à 2790 TWh.

Les ressources en uranium sont suffisantes pour plus de 130 ans à la consommation actuelle. Des pistes pour étendre cela en utilisant du thorium ou du combustible usagé furent mises de côté en raison du bas prix et de la disponibilité du combustible. (p.639)

Il y a plusieurs pistes pour développer le nucléaire:

• Les grands réacteurs comme ceux de 3e génération. Les projets en Europe et en Amérique du Nord ont subit des surcoûts élevés et duré 13 à 15 ans. Néanmoins, les projets récents en Asie de l’Est ont été implantés en moins de 6 ans. Une fois l’apprentissage des premières installations réalisées, le prix du nouveau nucléaire devrait être entre 42 et 102 $/MWh.
• Le maintien sur le long terme de la flotte actuelle de centrales. Elles peuvent en effet être opérées plus longtemps que leur durée de vie initialement prévue (30-40 ans).C’est l’hypothèse la moins chère, avec un prix LCOE entre 30 et 36$/MWh.
• Les petits réacteurs modulaires (PRM). Leur petite taille permettrait de diminuer le total cout d’investissement et leur production en usine permettrait d’améliorer le processus de construction. Les constructeurs estime les prix des têtes de série à 131-190$/MWh, prix qui pourrait être réduire de 19-32% par la suite.

« Malgré de faibles probabilités, le potentiel d’accidents nucléaires majeurs existe et les impacts de l’exposition aux rayonnements pourraient être importants et durables (Steinhauser et al. 2014). Cependant, les nouvelles conceptions de réacteurs avec des systèmes de sécurité passifs et améliorés réduisent considérablement le risque de tels accidents (confiance élevée). […]L’activité (normale) d’un réacteur nucléaire se traduit par de faibles volumes de déchets radioactifs, ce qui nécessite un stockage strictement contrôlé et réglementé. À l’échelle mondiale, environ 421 kt de combustible nucléaire usé ont été produits depuis 1971 (IEA 2014). Sur ce volume, 2 à 3 % sont des déchets radioactifs de haute activité, qui présentent des défis en termes de radiotoxicité et de longévité de la décroissance, et nécessitent à terme un stockage permanent. » (p.640)

Néanmoins, l’énergie nucléaire a un bon bilan sur l’occupation des sols et l’impact écologique. Elle consomme relativement peu de matériaux importants. Les centrales peuvent contribuer à mettre sous tension les ressources en eaux. Néanmoins l’utilisation de circuit fermé de refroidissement peut modérer significativement les prélèvements.

L’ampleur des investissements initiaux demandés, pouvant dépasser 10Md$, font que 90% des centrales en construction sont à des entreprises détenues ou contrôlés par l’État.

La bioénergie

La bioénergie « a le potentiel pour avoir un moyen de mitigation de grande ampleur et de grande valeur pour supporter plusieurs parties des systèmes énergétiques. » Aujourd’hui, la biomasse est essentiellement utilisée pour la production de chaleur, la cuisine, l’électricité ou les biocarburants (première génération et biodiesel à partir d’huiles et graisses). L’efficience globale des centrales à biomasse est de l’ordre de 22%, pouvant aller jusqu’à 28%, notamment en raison de la préparation (séchage, transformation en pellet …) (p.643)

La bioénergie a représenté 2,4% de la production d’électricité en 2019. La production de biocarburant est passée de 3,2 EJ par an en 2015 à 4 EJ en 2019.

Sa montée à l’échelle demanderait plusieurs technologies avancées :

• Le procédé Fischer-Tropsch
• La liquéfaction hydrothermique (HTL, HydroThermal Liquefaction)
• La pyrolyse.

Si elles sont prometteuses, elles ne sont pas encore assez développées pour être viables. De même, les procédés avancés de biocarburants sont au stade du pilote ou de la démonstration. De plus, il faudra pouvoir faire correspondre ces biocarburants aux standards existants. S’agissant de la méthanisation, elle tend à être moins efficiente que l’approche thermochimique et produit de larges quantités de CO2. (p.644)

Tous les intrants ne sont pas compatibles pour chauqe procédé. Par exemple, les arbres ne sont pas compatibles avec la méthanisation, mais fonctionne bien avec la pyrolyse ou avec la combustion. Chaque procédé produit différentes choses. Par exemple, la pyrolyse peut produire de l’hydrogène, de l’électricité, des carburants liquides et du biochar.

La montée à l’échelle de la production de bioénergie supposerait d’y consacrer des filières dédiées. Le potentiel de la bioénergie va essentiellement dépendre de la compétition avec d’autres éléments: la production alimentaire, la foresterie, l’usage de l’eau, l’impact sur les écosystèmes et le changements d’affectation des sols.

L’électricité à base de biomasse est plus haute (66 – 112 $/MWh sans CCS, 74 – 160$/MWh avec) que celle étant fossile, même avec CCS. Au contraire, pour l’hydrogène, la production par gazéification de biomasse (1.59-2.37$/kg H2) seraient comparable à celui par vaporéformage de méthane avec CCS. De plus, le surcoût d’y ajouter de la CCS [ce qui donne un bilan carbone négatif, on parle de BECCS] n’est que de 5% (1.63 – 2.41$/kg H2) , le flux de CO2 produit étant très concentré. Le prix serait largement inférieur à la production à partir d’électrolyse.

Les émissions du cycle de vie de la bioénergie est sujet à incertitude et pourrait être incompatible avec les trajectoires net-zéro. Sa neutralité carbone est sujette à discussions.

Les énergies fossiles

« Les énergies fossiles pourraient jouer un rôle dans la lutte contre le changement climatique si elles sont déployées stratégiquement avec de la CCS (high confidence). »

GIEC, AR6, WGIII, p.646

Les émissions qu’on peut anticiper avoir les infrastructures actuelles sont 660GtCO2eq ou, en incluant les infrastructures en conception, 850, ce qui est incompatible avec les trajectoires C1-C4. (TS-26) Pour le rendre compatible sans capture de carbone (CCUS), il faudrait retirer les centrales fossiles entre 17 et 23 ans avant la fin de leur durée de vie. (TS-53)

La production au charbon a diminué aux USA et en UE et a stoppé sa croissance en Chine, mais il continue à se développer dans des pays en développement d’Asie. Entre 2015 et 2019, elle a augmenté de 146GW, soit 7,6%. Le commerce de gaz liquéfié (Liquefied Natural Gas) s’est largement développé: les exports ont augmenté de 160%. Le prix du baril de brut est passé de 100$ à 55 sur les 5 années ayant précédé le rapport (2017-2022 ?).

Les réserves d’énergie fossile tendent à augmenter en raison de l’amélioration des techniques d’exploration et des efforts consacrés. Il resterait 500ZJ dans le monde et entre 15 et 20 ZJ pour le gaz et le pétrole chacun. 80% du charbon, 50% du gaz et 20% du pétrole restants devraient probablement rester dans le sol pour un réchauffement limité à 2°C. Cela représenterait un manque à gagner entre 1 et 4 trillons de dollars.

Les subventions aux énergies fossiles ont été estimés entre 0,5 et 5 trillons de dollars par an. (p.648)

Les émissions furtives de méthane

L’exploitation des énergies fossiles (charbon, gaz et pétrole) libère du méthane dans l’atmosphère. ces émissions représentaient 18% des émissions du secteur de l’énergie en 2019. Cela se produit surtout (80%) au moment de l’extraction, mais cela peut aussi arriver à d’autres étapes du trajet de l’énergie.

Lors de l’exploitation du charbon, 50 à 75% du méthane libéré peut être récupéré par des systèmes dédiés. Au niveau du transport, les fuites peuvent être limitées grâce à leur détection et réparation. Au total, 50 à 80% de ces émissions peuvent être évitées avec les technologies disponibles à un prix inférieur à 50$ / tCO2. (p.646)

La capture de carbone

Le stockage géologique estime est d’environ 10 000 GtCO2, dont environ 80% dans des aquifères salins. Le principal problème est la distribution géographique des réservoirs. Le Moyen-Orient aurait 50% de la capacité d’Enhanced Oil Recovery. (p.641)

L’un des enjeux des usages du carbone (CCU) dépend de contraintes technologiques comme la pression et la pureté du CO2. Par exemple, la production d’urée requiert un gaz à 122 bars et 99,9% de pureté.

Les technologiques actuelles de capture post-combustion reposant sur l’absorption sont matures pour un développement à grande échelle. Des progrès intéressants ont été faits avec le développement de nouveaux solvants comme la monoethanolamine (MEA).

De nouvelles approches reposant sur des membranes et des boucles chimiques diminuant le besoin énergétique sont en cours de développement à des stades variés de maturité, du laboratoire au prototypage. Une piste intéressante est le cycle d’Allam, utilisant le CO2 comme fluide de travail et fonctionnant basé sur une capture en oxy-combustion.

Le problème du prix est centrale, la capture représentant souvent plus de 50$/ tCO2. Le prix d’une centrale au gaz ou au charbon double avec ce dispositif. De plus, le besoin en énergie suppose l’utilisation de 13 à 44% de combustible en plus.

L’EOR permet de réduire le prix du stockage, voire de lui faire produire des revenus. Néanmoins, l’EOR représente <5% des besoins en CCS. cela peut être une bonne manière de démarrer, d’autant plus que le stockage est effectif [implicite ?].

Les principales voies d’utilisations du CO2 (méthanol, méthane, biocarburant et ciment) ont des coûts supérieurs à 500$/t.

Un des problèmes de la CCS est le besoin en eau, qui augmente de 25 à 200%. Les centrales en étant équipées pourraient devoir régulièrement fermer en raison du manque d’eau.

L’énergie géothermique

Le potentiel géophysique de l’énergie géothermique est 1,3 à 13 fois la demande d’énergie globale en 2019. Pour l’électricité, jusque 3km de profondeur, le potentiel serait de 30PWh/an (108EJ) et de 300 en allant jusqu’à 10 km de profondeur. Pour l’utilisation directe de la chaleur, le potentiel irait entre 2,7 et 86 PWh/an (9,7 à 310 EJ). Néanmoins, la géothermie ne couvre que 0,15% des besoins en énergie mondiaux. Elle a produit 92TWh en 2019, un peu plus qu’en 2015 (80TWh). Cette énergie est néanmoins significative en Islande et en Nouvelle-Zélande, où elle représente 20 à 25% de la production d’électricité.

Il y a deux types de sources :

• Les ressources hydrothermiques convectives, où l’eau transmet la chaleur.
• Des roches chaudes sèches, dont la chaleur ne peut pas être extraite par de l’eau et qui ne sont pas encore exploitables.

Il y a plusieurs types de centrales:

• à vapeur sèche, utilisant directement la vapeur émanant de la source pour animer des turbines
• « flash », extrayant de l’eau à haute pression des profondeurs du sol et les transformant en vapeur pour animer des turbines
• à cycle binaire, transférant la chaleur de l’eau extraite à un autre fluide

De nouvelles technologies sont développées, comme les « Enhanced Geothermal Systems (EGS)« .

Le prix LCOE est relativement stable depuis 2010, passant de 85 à 71e par MWh produit (LCOE).

L’énergie marine

L’énergie marine produit environ 1TWh par an depuis 2015. Il y a plusieurs énergies qui peuvent être extraites de l’océan:

• la marée (= hausse et baisse du niveau de l’eau), dont le potentiel techniquement exploitable serait de 1,2 PWh par an (soit 4,3 EJ).
• les vagues (= hausse et baisse de la surface de l’eau) pourraient représenter théoriquement 29,5 PWh (106 EJ).
• la différence de chaleur (ocean thermal energy conversion, OTEC), qui pourraient représenter 44 PWh (158 EJ) par an
• les courants
• les gradients de salinité (énergie osmotique), qui pourraient représenter 1,6PWh (6 EJ)

L’un de leurs atouts est leur prédictibilité et leur régularité. Néanmoins, leur développement est limité par l’importance des coûts d’investissement, l’incertitude sur l’impact environnemental et sa (future ?) réglementation et l’insuffisance d’infrastructure. Toutes ces technologies n’auraient, en outre, pas le potentiel d’être économiquement viables.

Déchets

Il y avait 1200 centrales transformant les déchets en énergie dans le monde en 2019. L’incinération de 261 tonnes de déchets par an pourrait produire 283 TWh (1 EJ) en 2022.

Selon l’origine des déchets, la CCS pourrait en faire une source d’énergie bas carbone, voire carbone – négative. En Europe, l’intégration de CCS permettrait de capturer 60 à 70 millions de tonnes de CO2 chaque année.

La gestion du réseau [smart grid ?]

Le GIEC insiste sur l’importance du développement de solutions de contrôle des systèmes énergétiques digitales avancées (p.652). (on parle classiquement de « smart grids »)

La grille d’électricité va être la colonne vertébrale des futures systèmes énergétiques bas carbone. L’intégration de grands volumes d’énergies renouvelables intermittentes, surtout l’éolien et le solaire, présente des difficultés économiques et techniques sur plusieurs échelles: seconde, heures, saisons, voire multiples années. De plus, l’électrification des transports et de la production de chaleur peut augmenter considérablement les pics de demande.

La gestion en temps réel de l’offre et de la demande combinée à des technologies de flexibilité (stockage électrique, flexibilité de la demande [modulation] et « grid forming converters ») vont être de plus en plus important pour intégrer de grands capacités de génération intermittente.

Les technologies de flexibilité

La flexibilité peut notamment être améliorée grâce au couplage sectoriel: il y a d’importantes capacités de flexibilité « cachées » dans différents systèmes, comme le chauffage et le refroidissement ou les batteries des voitures électriques. Il est par exemple possible de « préchauffer » ou « prérefoidir » pour temporiser l’augmentation de la consommation.

La production d’hydrogène et son stockage (power-to-gas-to-power) peuvent également aider à équilibrer les systèmes énergétiques et améliorer la résilience.

• Génération d’énergie flexible, par exemple avec des centrales à gaz / hydrogène ou nucléaire. Il y a d’importants développement dans la flexibilité du nucléaire, notamment avec le développement de PRM.
• « Grid-forming converters » (onduleurs). Ces convertisseurs répondront aux défis de stabilité critiques, notamment le manque d’inertie du système, la régulation de la fréquence et de la tension et les services de démarrage à froid tout en réduisant ou en éliminant la nécessité d’exploiter la production conventionnelle ».
• Gestion de la demande, par exemple avec des « smart appliances » (= smart home) et des véhicules électriques.
• Le stockage d’énergie [que nous verrons plus loin]
• L’interconnexion: le partage des moyens de flexibilité et de stockage favorise leur efficacité [si j’ai bien compris]

Le stockage d’énergie

L’intérêt de chaque technique de stockage peut porter sur toute une myriade d’usages: « upgrade deferral », « capacity Firming », « stabilité », « frequency regulation », etc. (p.653) Je me concentrerai sur les aspects que je comprends, mais cette partie mériterait probablement d’être approfondie.

Les STEP

Les station de transfert d’énergie par pompage (STEP, en anglais : Pumped hydroelectric storage, PHS) consistent à stocker l’énergie sous forme de potentiel gravitationnel en utilisant l’eau comme medium. Il s’agit de pomper de l’eau dans un réservoir en hauteur lorsqu’il faut stocker de l’énergie et de la laisser redescendre quand il faut en générer. Ces installations représentent 97% des capacités de stockage d’électricité actuelle. (p.654)

Elles sont surtout adaptée pour répondre aux besoins de grande ampleur, mais des avancées technologiques permettent maintenant une réponse plus rapide.

Ses défauts sont l’impact environnemental, le coût d’investissement, le temps de construction et la limitation des localisations adaptées.

Des innovations tentent rendre viable de petites installations et de multiplier les endroits adaptés. Par exemple, une technologie permettrait de se servir d’une cavité sous-marine comme d’un réservoir inférieur.

Les batteries

Il y a de nombreux types de batteries, mais elles partagent une rapidité de réaction. Globalement, les batteries peuvent rendre tous les services au réseau électrique sauf le stockage saisonnier. Cela se voit clairement quand on voit le prix au kWh :

• Batteries plomb-acide : 70 – 160$
• Ni MH : 210 – 365 $
• Ni Cd : 700
• Lithium – ion (LIB) : 176$

Néanmoins, elles ont une durée de vie relativement courte, des risques de perte thermique (voire d’incendie), peuvent nécessiter des ressources limitées et poser des problèmes de gestion des déchets. (p.654)

Mieux comprendre leur dégradation permettrait d’étendre leur durée de vie. S’agissant des risques posés par l’inflammation des batteries Li-ions, causée par l’électrolyte liquide, pourraient être résolus par l’utilisation d’électrolyte solide (= solid-state batteries). De nouvelles chimies sont explorées, comme les batteries lithium-souffre, proches de la commercialisation et dont le prix pourrait descendre à 36$/ kWh, ou à base de sodium, un matériau plus commun que le lithium.

Les batteries à flux redox sont traitées à part (p.656). elles utilisent deux solutions électrolytes qui vont stocker l’électricité au contact d’électrodes. Cela permet de découpler la capacité de stockage de la puissance et donc de s’adapter de manière optimale à différentes situations. Des modèles utilisant des composants bons marché comme électrolyte et d’autres permettant de se passer de membranes sont développés.

Plusieurs projets de grande ampleur se développement: un parc de 300MW a été installé en Californie et des projets sont en cours en Floride (409MW), Royaume-Uni (320MW), Lituanie (200MW), Australie (150MW), Chili (112MW) et Allemagne (90MW).

L’air comprimé (Compressed air energy storage, CAES)

La CAES consiste à stocker l’énergie en comprimant l’air, puis à la libérer en libérant cette pression pour animer une turbine. C’est une technologie mature depuis les années 70, mais elle est très peu utilisée. Elle pourrait être intéressante avec un stockage potentiel de 6,5 PW (heure ?). Une piste est d’utiliser la pression hydrostatique des eaux profondes pour comprimer l’air dans des réservoirs submersibles. Son utilité serait pour le stockage journalier d’énergie.

Stockage d’air liquide (Liquid air energy storage, LAES)

La LAES consiste à utiliser de l’électricité pour refroidir de l’air à – 196°C, puis, pour relâcher l’électricité, à le faire s’évaporer en le chauffant, ce qui anime une turbine. Ce système est au début d’un usage commercial. La chaleur nécessaire, peu élevée, peut être obtenue en utilisant la chaleur fatale d’autres procédés. Point intéressant: elle permet d’extraire les contaminants dans l’air et pourrait donc intégrer de la capture de CO2.

Stockage thermique (Thermal energy storage, TES)

Il y a de nombreuses technologies de type TES, permettant de stocker la chaleur ou le froid. Il y en a luseurs types :

• Dans la même phase (TES sensible)
• En changeant de phase (TES latente)
• A travers des réactions chimiques réversibles (TES thermochimique)
• La PTES (Pumped Thermal Energy Storage) est une forme hybride de TES: elle utilise deux lits de graviers, un chaud et un froid, une pompe à chaleur réversible pour maintenir la différence de température entre les deux et de la compression de gaz pour générer ou transférer de la chaleur.

Les technologies TES peuvent stocker le froid et le chaud sur une longue période, par exemple dans des réservoirs souterrains. Elles peuvent être beaucoup moins cher que les batteries et peuvent recycler la chaleur ou le froid issus d’autres procédés.

Flywheel energy storage (FES)

Les volants d’inertie sont des cylindres qui vont stocker l’énergie sous forme d’inertie, en tournant. C’est une technologie extrêmement réactive. Ils sont très durables et adaptés au stockage stationnaire pour rendre de fortes puissances sur quelques minutes.

Supercondensateurs, ultracondensateurs ou condensateurs à double couche

Les supercondensateurs sont un ensemble de deux électrodes avec un séparateur poreux au milieu immergés dans un liquide électrolyte. Lorsqu’un voltage est appliqué, les ions de l’électrolyte forment des couches sur les électrodes. [quelle différence avec une batterie ?]

Power to fuel (power to gas, PtX)

Le power to gas consiste à utiliser de l’électricité pour produire de l’hydrogène (et d’autres gaz avec), qui peut être retransformé en électricité avec une turbine à cycle combiné. Ce procédé perd beaucoup d’électricité en raison de la faible efficience. Il faut notamment plus de recherches pour développer des électrolyseurs plus efficients, moins chers et plus durables.

Hydrogène et pile à combustible réversible

Contrairement au Power to fuel, il s’agit ici d’utiliser l’hydrogène stockée avec une pile à combustible.

Les piles à combustibles réversibles, qui seraient idéales pour cet usage, pouvant prendre le rôle de pile à combustible et d’électrolyseur, sont encore à un stade pré-commercial et donc très chères. L’hydrogène ppurrait néanmoins « jouer un rôle important dans la réduction des émissions et s’est révélé être l’option la plus rentable dans plusieurs cas ». (p.656) Les auteurs évoquent l’électrolyse haute température et la photoélectrolyse.

Le transport et la distribution d’énergie

L’hydrogène

L’hydrogène est un vecteur énergétique prometteur pouvant être utilisé pour de nombreuses applications. C’est une option intéressante pour les usages ne pouvant pas être électrifiés. Actuellement, l’hydrogène est surtout utilisé à même le site pour la production de méthanol, d’ammoniac et dans les raffineries. L’hydrogène bas carbone n’est actuellement pas compétitif pour les applications à grande échelle. (p.657)

• Production.

L’hydrogène bas carbone peut être produit par les procédés actuels (vaporéformage de méthane (SMR) et gasification du charbon) avec de la CCS. Pour le méthane, cela ajoute 50% à l’investissement initial, 10% au matériau et 100% sur les coûts opérationnels. Pour le charbon, 5% pour les deux premiers et 130% sur les opérations.

Les autres pistes sont la gazéification de biomasse, qui peut avoir un bilan carbone – négatif avec de la CCS, la pyrolyse et l’électrolyse.

• Transport

Pour le stockage et transport il y a plusieurs options: le comprimer, le liquéfier, le transformer en hydrocarbure de synthèse, en LOHC (liquid organic hydrogen carriers) ou encore en ammoniac. Ce dernier est plus facile à liquéfier que l’hydrogène (- 33°C contre – 253°C pour l’H2) et a une densité des 38% plus élevée que l’hydrogène liquide. Son transport et stockage sont éprouvés, 180 Md de tonnes transitant chaque année. Son inconvénient est sa toxicité, qui pourrait le rendre inadapté à certaines applications, et le risque de libération de NOx en cas de combustion. (p.658)

Des projets de transport longue distance sont en cours en Australie (H2 liquide), en Arabie Saoudite (Ammoniac) et en Brunei (LOHC), chaque fois vers le Japon.

Les infrastructure de gaz existantes devraient être adaptées pour pouvoir transporter de l’hydrogène.

• Stockage

Le stockage d’hydrogène de grande ampleur se fait aujourd’hui dans des procédés chimiques comme les hydrures métalliques et dans les cavernes souterraines. Il y a néanmoins des challenges liés la géologie du sels et des roches et la pression minimale requise pour les sites. Pour cela, l’utilisation d’autres formes [ex: ammoniac] est attractive.

La transmission d’électricité

On the demand side, natural gas can be used to produce hydrogen using steam methane reforming, which is a technologically mature process (Sections 6.4.4 and 6.4.5). When combined with 90% CO2 capture, the costs of producing hydrogen are around USD1.5–2 kg(H 2)–1 (Collodi et al. 2017; Newborough and Cooley 2020), considerably less than hydrogen produced via electrolysis

IPCC, WG III, p.647 (Energy)

L’impact du changement climatique sur la production d’électricité

Le changement climatique pourra avoir un impact sur la production d’énergie, sa consommation et distribution.

Impact sur l’hydroélectricité

L’impact du changement climatique sur l’hydroélectricité varie selon les régions. Globalement, dans les régions de hautes latitudes, les précipitations devraient augmenter et augmenter donc le potentiel de production. Cela varie dans les autres régions. Cela diminuerait par exemple en Europe, aux États-Unis et en Amérique du Sud, mais augmenterait en Inde et en Afrique de l’Est.

L’intensification des précipitations aurait plusieurs effets négatifs: davantage de stress sur la structure, plus d’érosion, l’accumulation de résidus. Les plus fortes chaleurs favoriseront l’évaporation de l’eau et donc les pertes des réservoirs. Elles peuvent également augmenter le besoin en eau pour d’autres usages. La fonte des glaciers aura un impact favorable sur l’hydroélectricité.

Globalement les estimations varient entre un effet négatif entre 0,4 et 6,1% à l’horizon 2080. L’impact régional sera plus marqué, pouvant représenter des augmentations ou des diminutions de 5 à 20%. (p.667)

Impact sur l’éolien

Le changement climatique ne devrait pas avoir un impact substantiel sur les ressources éoliennes global. Il pourra néanmoins avoir un effet ciblé. Par exemple, les vents deviendraient plus homogènes sur de larges zones géographiques en Europe, ce qui augmenterait le besoin en énergie de backup de 7% d’ici la fin du XXIe siècle. (p.667)

Impact sur le solaire

Le GIEC n’estime pas que le changement climatique ne devrait pas compromettre la capacité de l’énergie solaire à supporter des transitions bas-carbone. Néanmoins, l’augmentation de température va réduire l’efficience des panneaux photovoltaïques. L’augmentation des aérosols (?) réduirait la ressource disponible et augmenterait les coûts de maintenance. La couverture nuageuse devrait aussi changer et impacter différemment les performances selon les régions. L’exposition pourrait diminuer de 0,60W/m² par décade sur l’essentiel de l’Europe, surtout du Nord. (p.667-668)

Impact sur la bioénergie

Le changement climatique peut avoir un effet positif ou négatif sur les rendements. L’effet varie beaucoup selon les régions, les espèces et les modèles. Globalement, les rendements devraient diminuer aux basses latitudes et augmenter aux hautes latitudes. L’augmentation de CO2 affecte positivement les rendements, mais son impact est très disputé. (p.668)

Impact sur les centrales thermiques

Les centrales thermiques en général, incluant les centrales nucléaires, vont être impactées par les changements de chaleur et de disponibilité de l’eau.

• Le changement de température ambiante aura un effet faible sur les centrales nucléaires ou à charbon, mais peuvent impacter significativement l’efficacité des centrales à gaz.
• Les sécheresses diminuent l’eau de refroidissement disponible et augmentent le risque que l’eau rejetée soit trop chaude pour les limites réglementaires. Cela pourrait affecter significativement la disponibilité des centrales. Néanmoins, les circuits fermés de refroidissement sont beaucoup moins sensibles à la température de l’eau.

La capture de carbone augmenterait considérablement, jusque 50%, le besoin en eau. (p.668)

Impact sur la consommation d’énergie

La demande de chauffage devrait diminuer et celle de refroidissement devrait augmenter. Le déploiement de la climatisation va également accentuer le besoin en énergie du secteur. L’effet global variera selon les régions: la réduction du besoin de chaleur devrait être plus fort que l’augmentation du besoin de climatisation en Europe, mais pas en Chine.

Les extrêmes climatiques vont également augmenter les pics de consommation.

Impact sur le réseau d’électricité

Le réseau d’électricité sera globalement plus vulnérable. Ainsi, les lignes peuvent être détruites par des vents forts, des feux de foret, des éclairs, le gel et la neige, les inondations. Plus largement l’augmentation de température peut menacer les équipements comme les transformateurs. (p.670)

Des micro-grilles locales avec les technologies adéquates (génération distribuée, stockage d’énergie, gestion de la demande, véhicules électriques) [~smart grid] pourraient être intéressantes pour rendre le système plus résilient. (p.669)

Système d’énergie bas carbone

[ à venir ]

Les transitions à court et moyen terme

[ à venir ]