Sur une route de gravier a La Porte, une ville industrielle au sud-est de Houston, une serie de panneaux d’affichage raconte une histoire inspirante. « Bruler du gaz naturel » dit le premier, « Produire de l’electricite » le second. Viennent ensuite «Capturer toutes les emissions» et, enfin, «Changer le monde». L’installation industrielle exterieurement banale a la fin de cet affichage de Burma-Shave Americana a de grandes ambitions. Ses proprietaires y voient une etape vers l’integration permanente du gaz naturel dans les reseaux electriques a zero emission du monde entier.
Les deux premieres injonctions d’affichage ne posent, en elles-memes, aucun probleme. Tant que les pertes de methane lors du trajet du puits de gaz a la turbine restent faibles, les turbines a gaz a cycle combine (ccgt) sont le moyen le plus efficace de produire de l’electricite a partir de combustibles fossiles a grande echelle ; apres avoir fait passer les gaz de combustion chauds a travers une turbine primaire, ils recuperent la chaleur restante pour faire passer la vapeur a travers une turbine secondaire pour un rendement global d’environ 60 %. Cela signifie qu’ils ne produisent en moyenne qu’environ 350 kg de CO2 par mwh d’electricite. Les centrales electriques au charbon peuvent facilement produire deux fois plus, et un tas d’autres pollutions desagreables pour demarrer.
Il y a cependant un monde de difference entre des emissions reduites et zero emission. En 2019, les 6 300 TWh d’electricite fournis par le gaz naturel dans le monde ont coute plus de 2 milliards de tonnes de CO2.
D’ou le panneau d’affichage trois : « Capturer toutes les emissions ». En principe, il est possible d’eliminer le CO2 des gaz d’echappement d’un ccgt et de le stocker, une approche appelee captage et stockage du carbone (ccs). Depuis le debut du siecle, le ccs a ete presente comme un moyen d’utiliser le charbon et le gaz pour produire de l’electricite sans nuire au climat, a la fois en etant modernise sur des centrales existantes et en en creant de nouvelles.
La mesure dans laquelle cela n’a pas pu se produire est assez spectaculaire. Le scenario Net-Zero Emissions de l’iea prevoit que le ccs dans les centrales electriques capture 430 millions de tonnes de CO2 par an d’ici 2050. La seule centrale electrique commerciale au monde utilisant actuellement cette technologie capture 1 million de tonnes par an. Et il fonctionne au charbon. Il n’y a pas un seul ccgt operationnel equipe de ccs.
Il y a plusieurs raisons a cela. Certains dans l’industrie soulignent une reticence obstinee des verts a considerer toute sorte d’utilisation de combustibles fossiles comme un element utile de l’action climatique. Les verts qui roulent des yeux peuvent-vous-nous blamer se plaignent que l’industrie suit une strategie «rendez-moi chaste, mais pas encore» digne de saint Augustin. Il parle de ccs pour donner l’illusion d’une viabilite future tout en ne faisant rien pour rendre cet avenir reel.
A cela s’ajoutent de vrais problemes techniques. Aucun d’entre eux n’est epoustouflant, mais ils sont genants. Et ils sont susceptibles de reduire l’efficacite des centrales electriques auxquelles ils sont apposes. L’ajout de ccs a une centrale ccgt pourrait augmenter le cout de son electricite de 50%, bien que ce chiffre depende du prix du gaz naturel.
L’installation a la fin de la serie de panneaux publicitaires de La Porte ne peut a elle seule rien contre la politique du ccs. Mais il vise a eclaircir les problemes techniques inherents au « Capturer toutes les emissions ». Plutot que d’ajouter des equipements ccs aux conceptions d’usines a gaz existantes, la startup qui l’a construit, net Power, a construit un nouveau type de generateur qui est compatible ccs des le depart. Il utilise une approche appelee cycle d’Allam.
Dans une usine a cycle d’Allam, l’air entrant est depouille de tout sauf de l’oxygene; cet oxygene est ensuite brule avec du gaz naturel dans une atmosphere de CO2 pur et chaud (voir schema). La chaleur supplementaire provenant de la combustion entraine le flux de CO2 a travers une turbine, produisant de l’electricite. La chaleur des gaz d’echappement est evacuee dans un echangeur de chaleur et les produits de combustion (l’eau et un peu de CO2 supplementaire) sont extraits du systeme. Le meme echangeur de chaleur rechauffe ensuite le CO2 restant afin qu’il soit pret a traverser a nouveau le systeme.
C’est une idee elegante, generant de l’electricite presque aussi efficacement qu’un ccgt dans une usine avec une seule turbine et fournissant un flux de dechets de CO2 pur, eliminant ainsi la majeure partie du cc du ccs. Comme le savent les ingenieurs, elegant ne signifie pas facile. Il a fallu de nombreuses annees de travail de developpement acharne avant que, en novembre dernier, l’usine pilote de La Porte ne commence a fournir de l’electricite au reseau texan.
net Power affirme que ses centrales commerciales ne devraient pas couter plus cher a construire ou a exploiter que les ccgts d’aujourd’hui. Baker Hughes, une societe de services energetiques, Oxy Low Carbon Ventures, la division de technologie climatique d’Occidental, une societe petroliere et gaziere, et Constellation, une compagnie d’electricite, travaillent desormais avec 8 Rivers, la societe d’investissement innovante qui a incube et nourri net Power afin d’aller plus loin dans la technologie et d’augmenter la taille des centrales de 50 mw sur le site de demonstration a 300 mw ailleurs.
Paul van Poecke, co-president executif de Tree Energy Solutions, une entreprise d’hydrogene vert, octroie une licence pour la technologie et prevoit de construire plusieurs unites en Europe : « Grace au Texas, la technologie est prete a fonctionner, mature pour evoluer et fonctionner d’ici 2025 ou 2026. D’autres investisseurs mondiaux cherchent a developper la technologie a l’echelle commerciale en Grande-Bretagne et au Canada.
Tout cela est encourageant. Mais avant que l’entreprise n’arrive a « changer le monde », il y a deux obstacles importants a surmonter. La premiere est que remplacer un ccgt existant par une usine Allam coutera probablement encore plus cher que de l’equiper d’un ccs. L’autre est que vous devez avoir un endroit ou mettre le CO2 si facilement capture. Au Texas, il y a une demande de CO2 de la part d’entreprises comme Occidental, qui le pompent dans des puits pour evacuer plus de petrole. Ce marche n’est pas disponible partout.
Un monde dans lequel le cycle d’Allam evolue rapidement vers un role durable est un monde dans lequel les gens sont prets a amortir les centrales electriques existantes et aussi un monde ou il existe une capacite de stockage souterrain stable et bien surveillee pour des milliards de tonnes de CO2.
Un tel scenario n’est pas inconcevable. Les strategies zero net que les pays ont commence a poursuivre apres l’accord de Paris de 2015 n’imaginent pas l’arret complet de toutes les emissions de gaz a effet de serre. Ils voient les emissions residuelles annulees par des « emissions negatives » qui drainent le CO2 deja present dans l’atmosphere. Certaines technologies a emissions negatives stockent le carbone qu’elles sequestrent chimiquement dans la biomasse, les sols ou les mineraux. Mais certains concurrents doivent l’enterrer sous terre dans des aquiferes salins (qui ne fournissent pas d’eau potable) ou des champs petroliferes epuises.
La bioenergie avec ccs, ou beccs, brule de la biomasse pour entrainer des turbines et produire de l’electricite tout en utilisant ccs pour eliminer le CO2 produit dans le processus. Etant donne que le carbone de la biomasse provient de l’atmosphere – la biomasse s’est developpee au moyen de la photosynthese – cela reduit le niveau de dioxyde de carbone atmospherique. La «capture directe de l’air» (dac) utilise d’enormes bancs de ventilateurs et l’ingenierie chimique pour extraire le CO2 de l’atmosphere. Si l’un ou l’autre est utilise a grande echelle – et il est malheureusement difficile d’imaginer un monde restant en dessous de la limite de 2°C de l’accord de Paris si cela ne se produit pas – le monde devra trouver des lieux de repos souterrains surs pour des dizaines de milliards de tonnes de CO2. Dans un tel monde, le CO2 des centrales electriques a cycle d’Allam, ou des centrales normales equipees de ccs, pourrait etre enterre de la meme maniere.
L’alternative principale a un monde dans lequel les nouvelles infrastructures peuvent continuer a bruler du gaz naturel parce qu’elles sont equipees de CSC est celle dans laquelle l’infrastructure gaziere existante est d’abord rendue aussi propre que possible, puis voit des quantites croissantes de gaz non naturel ajoutees a son stock de carburant dans la forme d’hydrogene creee specialement a cet effet.
La Commission europeenne prend les devants en matiere d’infrastructures plus propres. En plus de chercher a eliminer les fuites de methane, il souhaite voir des investissements uniquement dans de nouvelles centrales a gaz emettant moins de 270 kg de CO2 par mwh.
En ce qui concerne le remplacement du gaz naturel, les choses sont un peu plus sommaires. Les politiciens et les entreprises europeennes promettent pieusement de « perenniser » toutes leurs infrastructures liees au gaz en les preparant a l’hydrogene et a d’autres « gaz verts » (comme le methane produit a partir de la biomasse). La strategie repowereu de la commission, qui prevoit 210 milliards d’euros d’investissements d’ici 2027, appelle explicitement a des « infrastructures pretes pour l’hydrogene ».
Malheureusement, ces politiques sont mal definies. Un responsable gouvernemental europeen bien informe, specialise dans l’hydrogene, insiste sur le fait que la guerre en Ukraine « accelerera le marche mondial des gaz verts et de leurs derives ». Poussez-le fort sur la perennite, cependant, et il baisse les bras : « Pour le moment, c’est au niveau des souhaits politiques, pas des details technologiques. On ne sait pas comment cela fonctionnera.
Et ce n’est pas seulement la perennite qui est sujette a caution. Il en va de meme de l’importance relative des differentes sources d’hydrogene et des moyens par lesquels il pourrait etre transporte, et, en particulier en Europe, de l’importance relative de la securite energetique et de la securite climatique.
Pour les verts, la forme d’hydrogene preferee est fabriquee avec de l’electricite renouvelable et des electrolyseurs, appelee « hydrogene vert ». Le plan repowereu indique que « l’hydrogene renouvelable sera la cle du remplacement du gaz naturel ». Mais c’est une idee dont le temps n’est pas encore venu. Les capacites sont faibles et les couts eleves, ce qui fait de l’hydrogene vert un incontournable en termes de securite energetique. Il n’y a pas de voie plausible menant au remplacement complet du gaz russe par de l’hydrogene vert en une decennie.
L’alternative est un verdissement en deux etapes, dependant de «l’hydrogene bleu» fabrique en faisant reagir le gaz naturel avec de la vapeur, en conservant l’hydrogene ainsi produit et en eliminant le CO2 concomitant dans le type de decharge souterraine utilisee pour le dac et le ccs. Une strategie d’hydrogene bleu en deux etapes pour l’Europe remplacerait rapidement le gaz naturel russe par des importations d’ailleurs, principalement sous forme de GNL, et, au fil du temps, elle utiliserait davantage ce gaz naturel sous forme d’hydrogene bleu. Ainsi, il espere atteindre a la fois la securite climatique et energetique.
Pour un procede domine par les economies d’echelle, il est logique de transformer le gaz naturel en hydrogene a proximite de son lieu de production ; il y a beaucoup moins de producteurs de gnl que de consommateurs. Faire en sorte que chaque terminal GNL ait une usine d’hydrogene bleu avec ccs a portee de main est beaucoup moins logique que d’avoir des exportateurs de gaz acceptables comme l’Amerique, l’Australie et le Qatar qui fabriquent l’hydrogene et l’expedient plus ou moins pret a l’emploi.
Le probleme, c’est qu’il est difficile d’expedier de l’hydrogene. Comme le gaz naturel, il peut etre liquefie. Mais alors que la liquefaction du gaz naturel ne necessite que des temperatures de -160°C, pour liquefier l’hydrogene il faut des systemes de refrigeration capables de descendre jusqu’a -253°C. C’est une proposition couteuse. Avec les technologies actuelles, l’energie necessaire est de 30 % de celle de l’hydrogene liquefie. Mais c’est faisable, et le liquide qui en resulte peut etre expedie dans des petroliers comme ceux utilises pour le GNL, bien qu’une fois de plus des materiaux et des conceptions specialises soient necessaires. Suiso Frontier, construit par Kawasaki Heavy Industries, a recemment navigue de l’Australie au Japon avec la premiere cargaison d’hydrogene liquefie au monde. Le ksoe sud-coreen prevoit d’avoir un navire similaire pret d’ici 2025.
Une alternative majeure consiste a transformer l’hydrogene en ammoniac. Comme le liquefier, cela coute cher. Mais c’est une technologie bien comprise. L’expertise en hydrogene liquide est rare en dehors du secteur des lancements spatiaux. La fabrication d’ammoniac a partir d’azote et d’hydrogene est a la base de l’industrie des engrais. Et l’ammoniac est liquide a des temperatures aussi elevees que -33°C, ce qui signifie qu’il peut etre transporte dans des camions-citernes assez normaux. Une fois a terre, il peut soit etre « craque » en hydrogene, soit etre utilise tel quel. En octobre dernier, Jera, la plus grande entreprise d’electricite du Japon, a commence a experimenter la combustion d’ammoniac sur le site de la plus grande centrale electrique au charbon du pays. Elle prevoit d’augmenter la concentration a 20 % pendant le projet pilote et, a terme, d’arreter le charbon et de n’utiliser que de l’ammoniac. Bien que l’ammoniac soit un combustible moins efficace que l’hydrogene, son utilisation permet d’economiser directement le cout du craquage.
Anticiper
Pour le moment, l’Europe ne dit pas aux entreprises comment importer de l’hydrogene depuis l’etranger. Mais il est tres clair qu’ils devraient planifier de le faire. Patrick Graichen, du ministere allemand de l’Economie, declare que les terminaux d’importation de GNL qui sont a terre (par opposition aux navires flottants de GNL « regaz », qui peuvent repartir lorsqu’ils ne sont plus necessaires) doivent etre « prets pour l’hydrogene, ou du moins prets pour l’ammoniac vert ». .”
Pour encourager les entreprises a investir davantage dans la flexibilite du carburant, le gouvernement n’accordera aux terminaux d’importation de GNL qu’un « permis limite » qui expirera dans deux decennies, ce qui implique que l’obtention d’un nouveau permis ne sera possible que si vous avez la capacite pour gerer les alternatives : « Soit il est eteint en 2043, soit vous planifiez deja cette conversion des le debut », explique M. Graichen.
Une fois que l’hydrogene arrive a terre, il doit se rendre aux plantes qui le bruleront. De petites quantites d’hydrogene peuvent etre deplacees a travers certains pipelines existants simplement en l’ajoutant au gaz naturel qu’ils transportent. Cependant, transporter de l’hydrogene pur necessitera souvent d’importants travaux de modernisation. Etre vraiment pret pour l’hydrogene signifie mettre a niveau l’acier, les joints et les vannes d’un systeme et modifier certains aspects de sa conception. Cela pourrait doubler le cout. Les strategies de greenwashing qui pretendent que les systemes sont prets pour l’hydrogene alors qu’ils ne le sont pas semblent horriblement plausibles.
Apres le transport vient l’utilisation. Encore une fois, au debut, cela ne devrait pas etre trop difficile. Des tests dans plusieurs pays ont montre que les centrales ccgt modernes peuvent faire fonctionner sans probleme des melanges de gaz naturel contenant 20 a 30 % d’hydrogene. Au-dela de cela, cependant, vous commencez a avoir besoin d’ajustements pour les injecteurs de carburant, les bruleurs, les commandes de combustion, les systemes de securite des processus, les vannes, etc. Plusieurs fabricants de ccgt, dont Mitsubishi et ge, poursuivent leurs efforts pour commercialiser une technologie de turbine eprouvee pour bruler de l’hydrogene pur, mais ils prendront du temps a se developper et a se deployer.
L’inquietude que tout cela suscite est qu’une transition europeenne basee sur le passage a l’hydrogene via le GNL puisse assurer la securite energetique mais echoue bien avant d’atteindre son objectif de 100 % d’hydrogene en utilisation finale. « L’Europe est pleinement consciente du risque d’etre enfermee dans le gnl », insiste Pierre-Etienne Franc, patron de Hy24, une societe d’investissement europeenne centree sur les infrastructures a hydrogene propre qui a recemment leve 1,5 milliard d’euros. Mais connaitre les risques ne suffira pas en soi a accelerer la mise sur le marche d’alternatives telles que l’hydrogene vert.
