Peu évoquée dans la loi de transition énergétique, la question du gaz comme énergie de complément pour les années à venir paraît pourtant essentielle. Ses qualités et ses nombreuses applications possibles dans le stockage de l’énergie en font en effet un atout de premier ordre pour servir de base de stabilité et permettre un développement harmonieux des énergies renouvelables intermittentes. Un programme de recherche piloté par le BRGM et baptisé FluidStory étudie actuellement la possibilité de stocker les excédents d’électricité sous forme de gaz dans des cavités salines souterraines.
La complémentarité des réseaux électriques et gaziers
Le Bureau de Recherches Géologiques et Minières (BRGM) mène, depuis le début de l’année 2016, un nouveau projet de recherches dédié aux solutions de stockage d’électricité grâce au méthane. Avec le soutien de l’Agence nationale de la recherche (ANR), le BRGM considère le gaz vert comme une alternative valable et souhaiterait jouer sur la complémentarité des réseaux électriques et gaziers (le gaz pouvant être reconverti en électricité, lorsque la demande électrique l’impose).
Comme l’explique sur le site Actu-Environnement Benjamin Dessus, membre de l’association scientifique Global Chance, “il est aujourd’hui possible de jouer sur la complémentarité entre les réseaux en convertissant de l’électricité en hydrogène ou en gaz” pour constituer à terme un système énergétique totalement renouvelable basé sur la synergie des réseaux. Pour cela, plusieurs méthodes de production de gaz vert sont étudiées comme la méthanisation (fermentation de matières organiques comme les déchets agricoles ou ménagers), la gazéification du bois ou d’autres combustibles végétaux, l’incorporation d’hydrogène produit à partir d’électricité renouvelable ou encore la méthanation.
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La technique EMO (Electrolyse-méthanation-oxycombustion)
Les chercheurs du BRGM se sont concentrés dans le cadre du projet FluidStory sur le concept de méthanation qui repose sur un trio de réactions chimiques successives. L’électrolyse tout d’abord qui consiste à utiliser le surplus d’électricité pour produire du dihydrogène et du dioxygène par électrolyse de l’eau (H2O). Vient ensuite la méthanation durant laquelle le méthane se forme par réaction entre le dihydrogène et du dioxyde de carbone (CO2). Enfin, l’oxycombustion qui, en mettant le méthane au contact du dioxygène au sein d’une turbine à gaz, permet de recréer de l’électricité au moment choisi.
“L’avantage du concept EMO est de tourner en cycle fermé : le CO2 produit par l’oxycombustion est réutilisé pour la réaction de méthanation”, souligne le professeur Behrooz Bazargan-Sabet, en charge du projet. La méthanation (procédé industriel permettant de transformer les excédents d’électricité en méthane) offre donc la possibilité de stocker de grandes quantités d’énergie dans le réseau gazier, dans l’attente d’une reconversion en électricité.
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Des cavités salines comme espaces de stockage
Si des projets similaires (VGV pour volt gaz volt) existent déjà à l’étranger (en Allemagne notamment), l’objectif du BRGM est avant tout d’étudier la faisabilité du “stockage temporaire, massif et réversible d’une grande quantité de fluides (O2, CO2, CH4)”, précise-t-il, et d’identifier pour cela l’environnement le plus adapté. Dans ce cadre, les cavités salines souterraines ont déjà été évoquées comme espaces de stockage potentiels.
“Le sel est un milieu à très faible perméabilité permettant une remarquable étanchéité des cavités”, précise M. Behrooz Bazargan-Sabet qui tente de déterminer actuellement le “comportement thermodynamique et thermomécanique des cavités et l’équilibre géochimique entre les fluides et la saumure résiduelle”.
Le BRGM a d’ailleurs lancé un “inventaire méthodique des formations salifères ayant le potentiel d’accueillir les cavités”, et repéré jusqu’à présent des formations géologiques de profondeurs diverses en “Lorraine, Alsace, Bourgogne-Franche-Comté, Provence-Alpes-Côte d’Azur et Aquitaine”. Le projet FluidStory vise enfin à déterminer les conditions de rentabilité énergétique et économique du concept EMO à l’horizon 2030-2050.
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Crédits photo : BRGM
Rédigé par : lucas-goal
COMMENTAIRES
Voilà remis sur la table le procédé imaginé par l’ADEME l’an dernier pour justifier la possibilité d’atteindre un mix électrique 100% renouvelable, grâce au stockage des surplus d’électricité et leur déstockage en période de météo défavorable.
Des scientifiques et des industriels ont eu beau démontrer (http–difusons.fr-enr_100-analyse_rapport_ademe.pdf) que ce procédé de stockage avait un rendement tellement faible (15 à 20%) qu’il rendait le concept totalement farfelu, l’idéologie a été la plus forte et l’ADEME ainsi que les médias sont passé outre les réalités de la physique pour vendre leur rêve.
Le problème est que nos décideurs politiques incultes en matière scientifique (ce n’est pas un reproche) n’écoutent pas des experts (ça c’est un reproche) et fassent des choix qui mènent la France dan le mur, comme c’est déjà le cas pour l’Allemagne et son Energiewende.
Un petit coup de main au BRGM : pourquoi s’embêter en cherchant à stocker dans des cavités souterraines quand il existe un réseau national de méthane (appartenant à GdF pardon à Engie) ?
M. Dessus me déçoit vraiment là….
Pourtant il doit bien lire les délires de l’ADEME ?
Ce type de stockage retenu comme intéressant à juste titre par beaucoup d’organismes, dont entre autres le Cnrs et industriels, vus notamment sont faible coût, les connaissances, voire installations techniques que l’on a déjà avec l’industrie du gaz et pétrole, la bonne étanchéité et stabilité des cavités salines, le fait qu’il ne concerne pas que la France mais la plupart des pays (on pense en particulier à l’Ukraine qui en tient d’ailleurs compte dans son programme actuel d’évolution rapide de sa situation énergétique datant de l’Urss, mais à aussi beaucoup d’autres pays), concerne plusieurs sources d’énergie, répond à la problématique globale de toutes les énergies et pas seulement de l’électricité.
Il existe plus de 400 installations aux Etats-Unis. Sa durée de stockage est bien plus longue et le potentiel bien plus élevé que celui du stockage en réseau (que beaucoup de pays n’ont pas, donc penser à l’export d’un savoir-faire), qui lui peut notamment accueillir directement jusqu’à plus de 20% d’hydrogène comme entre autres aux Pays-Bas donc évitant des pertes de rendement et qui peut être également plutôt disponible pour l’ensemble des installations biogaz maillant le territoire par nature quasiment toutes proches du réseau pour l’injection directe.
C’est important de l’évoquer alors que l’on a une dépendance énergétique de près de 50% et qu’avant la récente baisse temporaire du pétrole et gaz, nos importations d’énergies fossiles étaient de près de 70 milliards par an, on peut faire beaucoup de choses positives avec cette énorme somme annuelle qui s’amplifiera avec la hausse des fossiles à venir. De plus la répartition des sites de stockage est plutôt bonne en France. Le réseau électrique et maillage européen est également favorable à traiter les excédents d’énergie à prix bas assez fréquents de nos voisins (Espagne, Portugal, Italie, Suisse…). Sans parler du bilan favorable en terme de Ges, et ce ne sont pas les seuls éléments positifs à citer.
Si l’on aborde chaque phase de transformation avec les meilleures méthodes actuelles ou à venir très prochainement et les plus réalistes en terme de coût, de même que si l’on compare avec les réalisations existantes, on est bien au dessus des chiffres diffusés par “Sauvons le climat”, pour rappel site de lobbying nucléaire donc peu objectif qui se plaît à choisir les bas de fourchette ou des techniques déjà un peu anciennes pour tenter de dénigrer, méthode un peu grossière et lassante pour juger avec objectivité et indépendance une technique. Air Liquide par exemple et entre beaucoup d’autres, qui est quand même plus spécialisé et pratique sur ce thème, confirme des chiffres plus élevés de rendement dans l’électrolyse sur son site et dans ses études techniques. Sans parler des différents travaux dans le monde sur ce sujet et qui sont nombreux. Je regardais les résultats obtenus par l’Université de Calgary qui travaille notamment sur les coûts et durabilité avec succès, ceux cités par la revue du MIT etc. Selon les méthodes et ce que l’on souhaite faire et en reprenant la totalité de la chaîne de transformation on peut obtenir des résultats supérieurs à ceux cités par l’Ademe et qu’heureusement ne nie pas “Sauvons le climat” donc l’Ademe n’a pas abusé ni “déliré” sur les rendements “moyens” cités de 33%.
Georges Sapy, ingénieur électricien auteur de l’étude citée par Student n’a évoqué que partiellement et rapidement l’électrolyse haute température sans évoquer en détail cette technique qu’il survole ni l’obtention de la chaleur telle qu’on le fait pour optimiser les rendements selon la température optimale souhaitée donc ses conclusions sont fausses car l’analyse incomplète ou pas mises à jour. En aucun cas il n’évoque par exemple le cycle S-I dont la technique optimisée assez proche à arriver au plan commercial et avant la nécessité de stockage en France offre un meilleur rendement encore que la HTE. Idem pour la méthanation et le reste de la chaîne où l’on a progressé et où l’on progresse encore. On peut aussi s’amuser à comparer avec le faible rendement du nucléaire, son coût global réel, des pertes réseau à distance etc çà surprendrait. Il y a plusieurs études de Stanford et Cornell entre autres et conclusions sur le sujet.
Donc un peu d’objectivité, d’approfondissement du sujet, également de manière “globale” pas seulement franco-française, et d’indépendance d’analyse seraient les bienvenus.
Vu son potentiel important et ces différents aspects rapidement évoqués, la technique est intéressante et pas uniquement pour la France.