Corine Lepage, avocate spécialiste des questions environnementales et
ancienne Ministre de l'environnement de 1995 à 1997, et Robert I. Bell,
professeur et président du département finance, Brooklyn College, New
York,
ont présenté le jeudi 28 mars le Projet Volt Gaz Volt (VGV):« La réponse
crédible au nucléaire ! ». Quid de ce projet VGV ? Il apporte la
preuve que l'électricité produite par l'éolien et le photovoltaïque,
transformée en méthane, peut être stockée et réutilisée comme source
d'énergie! Il s'agit de la première alternative crédible qui permettrait
la sortie progressive du nucléaire et du fossile pour un modèle
énergétique sûr, puissant et indépendant.
La solution technique proposée consiste à coupler la progression des
énergies renouvelables avec une solution de stockage de l'électricité
qui, transformée en méthane, peut être stockée dans le réseau de gaz
existant. Elle sera ensuite réutilisée soit comme carburant dans le
transport, soit dans des centrales de cogénération fournissant
électricité et chauffage. Aujourd'hui, le principal obstacle à un
déploiement massif de ces deux grandes technologies d'énergie
renouvelable (éolienne et photovoltaïque) est l'intermittence de leur
énergie. Parfois ils produisent en excès, parfois pas assez. Stocker
l'excédent est évidemment la clé de la transformation technologique.
Ce système peut stocker de l'énergie pendant des mois, suffisamment
longtemps pour traverser des périodes de chaleur ou de froid, de manque
de vent ou de soleil, et peut être utilisé presque partout. Aucun autre
système n'offre de telles possibilités. Le stockage de l'eau pompée est
limité dans son application aux zones surélevées permettant un pompage à
grande échelle. L'air comprimé dans des formations souterraines est
limité généralement à deux jours. Le meilleur système à grande échelle
pour une batterie, la batterie NGK isolant NAS, peut stocker un certain
nombre de mégawatts, mais seulement pendant six heures. Toutefois, cette
batterie fonctionne déjà et est disponible à la vente au coût de 3,5
millions à 4 millions $ par MW.
Quel réseau d'usines installer pour stocker le surplus d'électricité à
partir d'éoliennes et d'installations solaires pour remplacer une
centrale nucléaire? L'efficacité du processus de VGV devrait être
croissante dans la mesure où il ne s'agit que d'une nouvelle application
de la technologie existante. Il est donc impossible aujourd'hui de
donner une moyenne comme réponse à la question. Mais, certaines
précisions peuvent être apportées. La France a une carte spécifique à
jouer qui pourrait améliorer le retour sur investissement et
l'accélération du développement des énergies renouvelables.
Si la France veut sortir du combustible nucléaire et fossile, des
investissements massifs dans les énergies renouvelables, éolienne et
solaire, seront nécessaires indépendamment du fait que la France utilise
la méthode VGV ou non. Avec VGV, est stockée une énergie qui serait
autrement perdue et les infrastructures de production d'ENr pourraient
être moins importantes même si les coûts restent élevés. Greenpeace et
d'autres ont évalué le coût du 100% énergie renouvelable. Nous
n'entrerons pas dans ce débat des coûts si ce n'est pour préciser
l'intérêt de VGV qui a chacune des étapes puisque aucune production
d'Enr ne sera perdue. La technique VGV est fiable pour
l'approvisionnement continu. Il faut souligner que deux grandes
entreprises françaises, Alsthom et Schneider Electric, et le groupe
Belge Solvay Rhodia à travers leur société de capital-risque détenue
conjointement Aster Capital, ont pris une participation de 4 M € dans
SolarFuel, ce qui en fait le plus gros actionnaire après le fondateur.
Ils ont annoncé leur participation, le 4 Octobre 2012 dans cette société
créée avec 100% de fonds propres. Elle construit avec Audi l'usine de
6,3 MW, destinée à produire de l'e-fuel.
Les entreprises allemandes potentiellement partenaires de la France
Le projet est assez avancé en Allemagne, selon l'agence de développement
économique de la république fédérale d'Allemagne (DENA). Une usine à
gaz pilote de 25 kW de puissance fonctionne depuis 2009 sous la
responsabilité conjointe du centre pour l'énergie solaire et de
recherche sur l'hydrogène de Bade Wurtemberg (ZSW), en partenariat avec
SolarFuel GmBH et l'Institut Fraunhofer pour l'énergie éolienne.
Le Centre pour l'énergie solaire et recherche sur l'hydrogène de
Bade-Wurtemberg, une autre installation de démonstration, sous forme
d'un centre de recherche d'une puissance de 250 kW d'énergie électrique a
été ainsi achevée en décembre 2012. Cette installation de démonstration
fournit un produit standard de gaz naturel qui est aujourd'hui certifié
comme substitut de gaz naturel. Cette réalisation a du reste valu au
consortium en 2010 le prix de l'innovation de l'industrie gazière
allemande et de la protection du climat
Aujourd'hui, un organisme de coopération ZSW qui rassemble SolarFuel
GmBH et IWES est responsable du développement du processus. IWES
supervise le raccordement au réseau et Solar Fuel assume la
responsabilité de la commercialisation. Cependant, une autre
organisation pourrait être envisageable. Pour l'inventeur du procédé,
Michael Sterner, le procédé de fabrication du gaz à partir de
l'électricité (VGV) est dans le domaine public et ainsi ce
développement majeur dans les énergies renouvelables pourrait être
assimilé à un logiciel open source.
De plus, la France pourrait s'inspirer du fonctionnement de l'agence
allemande de l'énergie, elle-même acteur essentiel dans le développement
de l'e-fuel. Cette agence est organisée comme une société privée,
détenue à 50 % par le gouvernement fédéral et à 50% par une série de
banques allemandes: la KfW Bankengruppe (26%), Allianz SE (8%), Deutsche
Bank AG (8%), et DZ BANK AG (8%). DENA a mis en place une plate-forme
consacrée au substitut du gaz pour que les partenaires industriels
puissent échanger des informations et partagent leur expérience. GDF /
Suez fait partie des partenaires, même si en l'état, sa participation
semble se limiter à une simple discussion avec les participants de la
Plateforme.
L'objectif de cette solution est que celle-ci soit testée dans des
projets pilotes et de démonstration afin que soit mis en place un
produit économiquement viable à l'échelle industrielle. La première
installation industrielle de petite envergure (6,3 MW) de transformation
de l'électricité en gaz est actuellement en construction dans le nord
de l'Allemagne par Audi, en collaboration avec SolarFuel et EWE (un
utilisateur de biogaz). Les coûts actuels de production sont élevés
-environ 25 centimes d'euro par kWh de gaz produit. L'objectif est de
faire tomber le coût à environ 8 centimes d'euro par kWh en 2018. Pour
comprendre l'enjeu de cet objectif, il est nécessaire de le comparer
avec le prix des importations de gaz russe, en tenant compte des coûts
de transport, qui est aujourd'hui à environ 4 à 5 centimes d'euro par
kWh (2 centimes d'euro sans le transport). Mais nul ne sait ce que sera
ce prix en 2018. En outre, toute taxe carbone rendrait le gaz importé
plus cher. A contrario, l'intégration du CO2 dans le cycle de production
fera baisser le prix. Le coût d'investissement de la première usine
serait compris entre 20 et 30 millions d'euros.
A terme, VGV pourrait être le nouvel Airbus européen !
En Corse, un projet similaire « MYRTE » met à profit l’hydrolyse de l’eau pour en extraire l’hydrogène, puis après stockage le brûler directement. Pourquoi passe-t-on ici au méthane CH4 ? où est prélevé le carbone ?? le produit de combustion contiendra du CO2, alors qu’avec l’hydrogène il n’y aurait que de l’eau. Je suppose que des problèmes de techniques de stockage et des rendements énergétiques sont la réponse. La voie est bonne, mais il faut continuer la recherche.
C’est la solution de la méthanation largement expliquée dans le scénario négaWatt
L’intérêt de passer par le méthane provient du fait que ce méthane sera injecté dans les oléoducs de gaz naturel.
Les investissements dans les moyens de transport sont donc pratiquement nuls et permet une mise en service (et une généralisation) très rapide…
A l’opposé un des freins du développement de l’hydrogène est le système de stockage et de transport qu’il faut encore mettre en place…
« L’intégration du CO2 dans le cycle de production fera baisser le prix » : oui, mais la taxe carbone s’appliquera aussi au méthane produit. On ne peut pas avoir le beurre et l’argent du beurre…