Version classiqueVersion mobile
OpenEdition Books

L’énergie dans le développement de la Nouvelle-Calédonie

 | 
Yves Le Bars
, 
Elsa Faugère
, 
Philippe Menanteau
, 
et al.

Les nouvelles technologies en matière de production et de stockage d’énergie

Les nouvelles technologies à mobiliser pour la Nouvelle-Calédonie

Texte intégral

LES CARBURANTS CLASSIQUES ET ALTERNATIFS

1Pour produire de l’électricité par conversion chimique de l’énergie pour l’industrie, l’habitat et le tertiaire, il faut effectuer deux choix : celui du combustible et celui du procédé de combustion lui-même. Pour s’adapter aux évolutions du marché, le système optimal doit être flexible aux combustibles, qu’ils soient conventionnels (hydrocarbures fossiles gazeux, liquides ou solides) ou alternatifs, et souple lors de son utilisation (une modification de la puissance demandée ne doit pas détériorer le rendement énergétique du système). Notons que les combustibles liquides trouvent sans doute leur meilleur usage dans le domaine des transports où ils offrent des performances incomparables en termes de masse et de volume.

Le potentiel des combustibles fossiles conventionnels pour la Nouvelle-Calédonie

2Pour une application donnée, le combustible est sélectionné en fonction de son adaptation à l’usage demandé, de son prix et de sa sûreté d’emploi et, depuis quelques années, par son aptitude à produire la quantité minimum de CO2 par kWh converti.

Le gaz naturel n’est à priori pas adapté à une utilisation en Nouvelle-Calédonie

3Le gaz naturel est composé en majorité de méthane (généralement 95  %, mais sa teneur peut varier entre 70 et 100  %) et possède un pouvoir calorifique inférieur (PCI) moyen de 38,1 MJ/kg, soit 10,6 kWh/kg, selon sa composition et sa provenance. En 2005, il représentait 23  % de l’énergie consommée dans le monde. C’est l’hydrocarbure émettant le moins de CO2 par kWh produit puisque son facteur d’émission (FE) est de 201 gCO2/kWhth. Le monde possède de très importantes réserves de gaz naturel et il est très largement utilisé dans les pays industrialisés.

4Le gaz naturel est transporté du pays producteur jusqu’à l’utilisateur final par gazoducs ou, sous forme liquéfiée, par bateaux (méthaniers). Mais pour les îles en général, la construction d’un terminal méthanier est coûteuse, perturbe l’écosystème et ne nous semble pas présenter d’intérêt pour la Nouvelle-Calédonie en comparaison des faibles quantités de gaz susceptibles d’être importées. L’existence de systèmes flottants, peut-être mieux adaptée à l’échelle de la Nouvelle-Calédonie, se heurte aux conditions des zones cycloniques et ne nous semble pas plus adaptée.

Les hydrocarbures liquides ont une coût potentiellement élevé et fluvtant

5Les hydrocarbures liquides représentent 37  % de l’énergie consommée en 2005 dans le monde et sont utilisés par l’industrie, l’habitat, le tertiaire et les transports qui en sont dépendants à 95  %. Leurs PCI sont les plus élevés (39,9 MJ/kg pour le fioul lourd, soit 11,1 kWh/kg) et possèdent un facteur d’émission de 282 gCO2/kWhth pour le fioul lourd et de 267 gCO2/kWh pour le kérosène. Pour les transports, les hydrocarbures fossiles liquides resteront sans doute encore longtemps l’énergie la plus utilisée, même avec l’adjonction de biocarburants. Pour l’industrie, à cause de leur coût élevé et fluctuant et la concurrence d’usage avec les transports, les combustibles liquides seront de moins en moins économiquement attrayants pour une utilisation à long terme.

Le charbon est le combustible le plus accessible

6La tourbe et le lignite font partie des browncoal ; le flambant sec, le Gras (bitumineux) et l’anthracite des hardcoal. Du browncoal au hardcoal, le pouvoir calorifique augmente et l’humidité, les matières volatiles et la teneur en cendres diminuent. Le PCI du charbon est compris entre 15 et 27 MJ/kg soit de 4,16 à 7,5 kWh/kg, valeurs qui sont fonction des pourcentages en carbone, soufre, hydrogène et humidité. Le lignite n’enferme que peu de soufre, mais contient une forte humidité. Le charbon présente un facteur d’émission de 364 gCO2/kWhth pour le lignite et de 347 gCO2/kWhth pour l’anthracite : c’est le combustible le plus défavorable en ce qui concerne les émissions de GES mais il représente 24  % de l’énergie primaire mondiale. Son coût et ses réserves importantes font que c’est encore le combustible primaire actuellement le plus compétitif pour produire de l’électricité.

Les combustibles alternatifs sont-ils adaptés à la Nouvelle-Calédonie ?

L’hydrogène

  • 1 Nm3 = normaux mètre cube, soit le volume occupé par le gaz dans les « conditions normales de tempé (...)

7L’hydrogène est l’élément le plus abondant de l’univers et il est présent en grande quantité dans les étoiles et les planètes. Sur Terre, l’hydrogène est surtout le principal constituant de toute matière vivante, puisqu’il est présent et associé au carbone dans tous les composés organiques. Son PCI est de 10,7 MJ/Nm31 soit 2,98 kWh/Nm3 et son FE est nul puisque les produits de combustion sont composés majoritairement d’eau avec 0  % de CO2. Lors de sa combustion, des précautions doivent être prises pour limiter la formation de polluants, comme les oxydes d’azote d’origine thermique, et l’oxydation des corps subsistants de son procédé de fabrication.

8Mais pour produire de l’hydrogène, plusieurs procédés sont utilisés qui tous nécessitent un apport d’énergie supérieur à ce qui sera restitué lors de sa transformation finale. La méthode de fabrication actuellement la plus utilisée est le reformage du méthane, du méthanol ou de l’éthanol (ou du bio-méthanol ou du bio-éthanol) ; un procédé basé sur la transformation d’hydrocarbures fossiles avec production simultanée de CO2.

9L’apport d’énergie nécessaire à la production de l’hydrogène se retrouve, aux pertes de conversion près, lors de son utilisation, c’est pourquoi on considère l’hydrogène plutôt comme un vecteur énergétique : la production d’hydrogène par hydrolyse pendant les périodes de surproduction d’énergie électrique peut être vue comme une forme de stockage de l’énergie.

10La voie classique consiste à stocker et véhiculer ce gaz dans des bouteilles sous une pression de 700 bars. Le danger lors d’un choc condamne, du moins à moyen terme, l’emploi de l’hydrogène gazeux dans les automobiles et seuls des prototypes expérimentaux de véhicules avec pile à combustible ou moteur à hydrogène existent et sont en cours d’évaluation. D’autres technologies consistent à adsorber l’hydrogène sur des hydrures métalliques (hydrure de magnésium) ou dans des nanotubes de carbone, mais les résultats n’ont pas atteint les objectifs au niveau escompté. Enfin, des réservoirs hybrides, haute pression et paroi absorbante pour réduire les fuites, sont encore à l’état de recherche.

11Le développement d’une filière hydrogène (incluant production, distribution et stockage) ne nous semble donc pas adapté aux conditions de la Nouvelle-Calédonie.

Le biogaz de décharge ou des boues de station d’épuration

12Le biogaz est composé essentiellement de méthane (entre 50 et 90  %) et de dioxyde de carbone (10 à 40  %), avec des quantités variables d’eau, et du sulfure d’hydrogène (H2S) de 0 à 0,1  %. Son PCI (9,42 x 0,7 = 6,59 kWh/m3 pour un biogaz à 70  % de méthane, à 15 °C et à la pression atmosphérique) provient uniquement du méthane et est fonction du taux de dilution dans le CO2. Sa productivité est estimée entre 0,15 à 0,30 m3 de biogaz par m3 de digesteur et par jour.

13Le biogaz est ainsi la forme renouvelable du gaz naturel. La récupération du biogaz produit par les décharges est d’autant plus intéressante que le méthane est un puissant gaz à effet de serre (sa valorisation constitue un puits de GES, elle devrait être obligatoire). Pour utiliser le biogaz dans un moteur ou une chaudière, il faut impérativement procéder à un séchage du gaz afin de limiter la corrosion par les composés halogénés qu’il contient.

14En Nouvelle-Calédonie, quelques milliers de m3/h de méthane pourraient sans doute être récupérés et utilisés sur les grandes décharges (1 m3 de méthane équivaut à 1 litre d’essence !) car un centre d’enfouissement de déchets récupère en moyenne 100 m3 de méthane par tonne de déchets traités. La gestion optimisée énergétiquement des décharges fournirait une image écologique et un apport énergétique améliorés de la Nouvelle-Calédonie.

15Quels sont les déchets qui peuvent être méthanisés ? Les déjections agricoles animales et végétales – résidus de culture et d’ensilage, effluents de laiteries, retraits des marchés, gazons, etc. Notons tout de même qu’en Nouvelle-Calédonie la centralisation vers un digesteur des excréments des bovins semble difficile car l’élevage est extensif. Les effluents des industries agro-alimentaires peuvent aussi être méthanisés ainsi que le fond des lacs et marais.

16La méthanisation des boues des stations d’épuration urbaines ou industrielles permet d’éliminer les composés organiques liquides et de rendre la station plus ou moins autonome en énergie. Une installation moyenne produit environ un excès de 40 g de matière sèche par jour et par habitant. Leur quantité est réduite de 35  % et une tonne de ces déchets génère jusqu’à 175 m3 de biogaz, soit l’équivalent énergétique de 190 litres d’essence. Les boues sont le plus souvent mises en décharge ou valorisées en agriculture par épandage ou compostage, quand il est autorisé ; mais elles pourraient aussi être digérées par des bactéries anaérobies pour produire du biogaz et le digestat être ensuite épandu sur les terres (éventuellement après compostage).

17Le biogaz apporte une réponse énergétique et écologique au problème du traitement des déchets organiques. C’est également un biocarburant présentant de nombreux avantages en réduisant les émissions de gaz à effet de serre et en se substituant à d’autres énergies exogènes (fossile et nucléaire). Après une séparation du CO2 du biogaz, ses utilisations sont identiques à celles du méthane. La combustion du biogaz issu de la méthanisation réduit de 20 fois l’émission des GES vis-à-vis des gaz issus de la fermentation.

Les biocarburants de première et deuxième générations

18Le marché des biocarburants a connu une forte croissance dans le monde ces dernières années. Pour intensifier cette tendance, le Conseil européen a fixé une proportion minimale à respecter de 10  % de biocarburants dans la consommation totale d’essence et de gazole dans l’Union européenne d’ici à 2020. Une première génération de biocarburants est déjà opérationnelle, mais leurs rendements énergétiques sont controversés et ils sont en concurrence avec les utilisations alimentaires. Une seconde génération à base de valorisation énergétique du bois est à l’étude pour les décennies futures.

19La publication, en janvier 2008, de la directive ENR maintient l’objectif d’incorporation de 10  % de biocarburants dans le pool carburant à horizon 2020. Elle introduit plusieurs critères permettant de qualifier la durabilité des biocarburants : ils doivent assurer une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 35  % au moins par rapport aux équivalents fossiles ; ils ne doivent pas être produits à partir de terres de grande valeur sur le plan de la diversité biologique ni à partir de terres présentant un important stock de carbone, c’est-à-dire de zones humides ou de zones forestières continues.

20Ces critères, assez contraignants, montrent la nécessité d’assurer un développement durable des biocarburants avant de considérer l’économie substantielle apportée en combustibles fossiles et en rejets de CO2. Mais, avant de se lancer dans leur production, il faut s’assurer d’une filière d’approvisionnement continu en biomasse comprenant la plantation, la culture, l’exploitation, le conditionnement, le transport et la préparation de la ressource de biomasse, sachant que des volumes très importants sont mis en jeu.

21Il faut aussi tenir compte des indicateurs d’impacts environnementaux. En effet, l’étape agricole des biocarburants s’accompagne de fuites de nitrates et de produits phytosanitaires dans les sols, et d’émissions d’oxydes d’azote dans l’air ; la phase industrielle provoque des rejets d’hexane lors de la trituration des graines ; enfin, la combustion rejette également des oxydes d’azote, du CO, des particules et des hydrocarbures imbrûlés. D’autres études montrent que globalement l’utilisation de biodiesel peut augmenter les émissions de NOx mais réduire celles de CO et de particules. De nombreuses réflexions sont actuellement menées pour quantifier au moyen d’analyses de cycles de vie (ACV) détaillées les rendements énergétiques, écologiques et économiques des biocarburants.

22Enfin, Il faut aussi considérer la concurrence des usages entre des terres agricoles dédiées à la culture vivrière et celles qui sont dédiées à la production d’énergie : la demande d’énergie des pays industrialisés ne doit pas affamer l’autre moitié de la planète…

Les biocarburants de première génération

23Déjà présents sur le marché, fabriqués au moyen de technologies matures, les biocarburants de première génération n’utilisent qu’une partie de la plante en valorisant soit l’amidon qu’elle contient, soit l’huile de sa graine. Deux filières classiques sont actuellement exploitées : la filière éthanol qui conduit à la production de bio-essence (éthyl tertio butyl éther, ETBE) et la filière gazole qui, à partir du traitement d’huiles végétales, produit du carburant pour moteur diesel (esters éthyliques d’huiles végétales, EEHV).

24La fabrication de bioéthanol à partir de céréales ou de plantes amylacées en vue de la fabrication de biocarburants (ETBE) est techniquement envisageable en Nouvelle-Calédonie à condition que la disponibilité de la ressource agricole soit effective. Des unités de production de bioéthanol d’un volume de 6 m3 existent sur le marché à des coûts modestes (échelle d’une grosse exploitation agricole ou d’un village). Le bioéthanol obtenu peut être directement mélangé à l’essence dans des proportions allant jusqu’à 20  % sans changer les réglages moteurs. Pour un pourcentage d’éthanol de 85  %, appelé en Europe E85, le véhicule doit être équipé d’un système FlexFioul-Ethanol et le pays doit déployer une filière de distribution de ce biocarburant. Notons aussi que des procédés permettent de valoriser les effluents et coproduits de la fabrication de l’éthanol.

25Les huiles végétales brutes (HVB), après purification, sont quelques fois utilisées comme carburants dans les moteurs diesel, mais la technologie et les performances des nouveaux moteurs s’accompagnent d’exigences qu’elles ne peuvent satisfaire. Aujourd’hui, on effectue une trans-estérification de ces dernières avec de l’alcool (généralement du méthanol) pour produire un ester méthylique (esters méthyliques d’huiles végétales, EMHV) qui peut alors être utilisé dans tous les moteurs diesel, soit en mélange dans le gazole à toutes concentrations, soit pur – ce qui permet de réduire la consommation de combustibles fossiles.

26Dans le monde, l’huile de soja représente la production globale d’huiles végétales la plus importante, suivie par l’huile de palme ; viennent ensuite l’huile de colza, de tournesol, d’arachide, de noix de coco (coprah) et d’olive. Pour obtenir des HVB, le procédé comporte trois étapes : la trituration, l’extraction et le raffinage. On obtient alors une huile alimentaire. Les consommations énergétiques pour atteindre l’étape de raffinage sont de 150 MJ sous forme vapeur et de 10 kWh électrique.

27Pour une utilisation dans un moteur, la forte viscosité de ces HVB agit sur la pulvérisation, leur faible volatilité augmente le temps d’auto-inflammation et les dépôts sur les parois de la chambre, et on observe des figeages à froid, toutes propriétés qui perturbent le fonctionnement du moteur diesel. Il faut également signaler leur dilution dans les huiles de lubrification, ce qui provoque une usure plus rapide du moteur. Si de telles huiles ont pu être utilisées directement dans les tracteurs ou groupes électrogènes, leur emploi dans les moteurs modernes devient de plus en plus critique.

28L’emploi direct des EEHV dans les moteurs diesel n’entraîne pas les inconvénients liés à l’utilisation des HVB. Ces esters sont même bénéfiques pour la lubrification des gazoles à très basse teneur en soufre. Ils sont miscibles avec le gazole, mais leur pouvoir calorifique est légèrement inférieur, ce qui entraîne une consommation de 7  % plus élevée. Leur impact environnemental est positif avec généralement une baisse des émissions de CO, HC et des particules, mais une augmentation des NOx.

29Ces résultats montrent le potentiel de production et d’utilisation des biocarburants en Nouvelle-Calédonie. Bien que plusieurs plantes cultivables sur l’île puissent être utilisées, le coprah peut être attractif, il a d’ailleurs déjà été exploité mais la filière, nécessiterait d’être relancée. Cette filière comprend la plantation, la culture (eau, intrants), la récolte, la transformation du fruit en biocarburants EMHV et son utilisation locale. Les dispositifs de prétraitement de l’huile et de trans-estérification sont commercialisés, les coûts d’équipement sont raisonnables (quelques milliers d’euros) et leur fonctionnement est simple.

30En conclusion, du point de vue technique, les deux filières, ETBE et EMHV, pourraient être facilement déployées en Nouvelle-Calédonie. Pour chacune d’entre elles, l’équipement nécessaire est abordable financièrement et s’adapte aisément à des petites productions.

Les biocarburants de deuxième génération

31Ce type de carburants est encore en phase d’étude avec plusieurs objectifs : la valorisation de la plante entière (graines et tiges), l’utilisation du bois et de déchets de bois et l’évaluation de leur concurrence avec les cultures vivrières.

32La biomasse ligno-cellulosique provient aussi bien de déchets agricoles, forestiers ou des sous-produits de transformation du bois, que de cultures dédiées (plantes ligneuses ou herbacées). La transformation du bois génère une quantité importante de déchets valorisables sous forme d’énergie ou de matière première pour trituration, tout comme les déchets agricoles et forestiers secs qui fournissent également des quantités importantes de biomasse ligno-cellulosique. Quant à la culture dédiée, elle représente un gisement de ligno-cellulose important valorisable énergétiquement.

33Comme pour les carburants de première génération, deux filières permettent de valoriser cette ressource ligno-cellulosique, une voie thermochimique (sèche) et une voie biologique (humide).

34La conversion thermochimique de la biomasse ligno-cellulosique, qu’on appelle Biomasse to Liquid (BtL), est porteuse de réels enjeux dans le monde à l’horizon 2020. Il existe deux voies principales pour produire des produits valorisables énergétiquement : la pyrolyse et la gazéification. La première, qui est une étape de d’homogénéisation et donc de pré-conditionnement de la biomasse, présente le double avantage de découpler spatialement production et utilisation de la biomasse (l’unité de production est implantée près de la ressource) et d’orienter la réaction vers le liquide, le solide ou le gaz et, ainsi, de récupérer ou de concentrer des fractions indésirables dans une des phases.

35La technologie est mature, mais manque actuellement de débouchés. En effet, les huiles de pyrolyse ne peuvent être utilisées que dans quelques moteurs spécialement conçus pour les groupes électrogènes et doivent être exclues pour une utilisation dans une turbine à gaz ou un moteur automobile.

36L’opération la plus prometteuse est plutôt la gazéification des huiles et/ou du charbon végétal pour la production de gaz de synthèse convertis ensuite en méthanol ou hydrocarbures par synthèse Fischer Tropsch. La gazéification est la transformation thermochimique d’un combustible solide (charbon, biomasse) en présence d’un réactif gazeux (oxygène, vapeur d’eau, hydrogène). Son objectif est de convertir le solide en un mélange gazeux, appelé gaz de synthèse ou « syngas », qui peut être utilisé pour différentes applications : la combustion dans un moteur, la cogénération électricité-chaleur avec un rendement amélioré vis-à-vis de la combustion directe de la biomasse, et la synthèse de biocarburants.

37C’est cette dernière application qui présente le plus d’intérêt car elle valorise tous les constituants de la biomasse ligno-cellulosique en biocarburants comme le méthanol, le diméthyléther (DME) ou les hydrocarbures obtenus par procédé Fischer Tropsch (le gazole ou le kérosène de synthèse). Mais ce procédé de gazéification en est encore au stade de pilote et est plutôt favorisé par l’effet d’échelle – ce qui n’est pas à l’avantage de la Nouvelle-Calédonie.

38Reste la voie biochimique : si la production d’éthanol à partir du saccharose des plantes sucrières ou de l’amidon des plantes amylacées est un procédé mature, celle qui se fait à partir des matières ligno-cellulosiques se heurte à deux verrous – l’hydrolyse de la cellulose en sucres fermentescibles et la conversion des pentoses issus des hémicelluloses en éthanol. En effet, la lignine ne pouvant être fermentée en éthanol, la matrice ligno-cellulosique doit être prétraitée pour rendre la cellulose et l’hémicellulose hydrolysables afin d’obtenir des sources potentielles de sucres fermentescibles. Enfin, la matière première ainsi traitée peut être séparée du moût de fermentation éthanolique pour obtenir de l’éthanol qui peut être mélangé à l’essence jusqu’à des proportions importantes de 85  % (E85).

39L’utilisation de la biomasse ligno-cellulosique pour la production d’éthanol carburant présente de multiples avantages du point de vue environnemental : son bilan CO2 est meilleur que pour les plantes sucrières ou amylacées et la valorisation des déchets de la plante entière n’entre pas en concurrence avec les cultures vivrières. Des schémas de procédés existent, mais de nombreux verrous subsistent qui nécessitent de réaliser des progrès en enzymologie de la cellulose et en physiologie des levures. L’avenir de cette filière repose essentiellement sur le développement des biotechnologies avec, comme sous-jacent, celui de plantes génétiquement modifiées.

La valorisation énergétique des algues

40Au cours de leur évolution, les micro-organismes photosynthétiques se sont adaptés à des conditions environnementales très diverses. On en trouve d’ailleurs à peu près partout dans le monde, dans les océans, en eau douce ou dans les eaux saumâtres, et ce à toutes les températures, y compris extrêmes. Cette acclimatation à des milieux très différents explique l’étendue taxonomique de ce groupe d’êtres photosynthétiques qui comporte de nos jours, selon les estimations, entre 20 000 et 40 000 espèces différentes, rien que pour les micro-algues et cyanobactéries. Pourtant, cette bioressource reste largement sous-exploitée, du fait notamment de l’intérêt relativement récent du monde scientifique pour ces micro-organismes.

41Leur intérêt est double : elles peuvent constituer un puits de CO2 et être une source de combustible. Alors que les bactéries appartiennent au règne animal, les micro-algues et cyanobactéries sont des cellules végétales et leur croissance est donc basée sur le même principe que celle, par photosynthèse, des plantes supérieures. Elles ont par conséquent la capacité de se développer sur milieu entièrement minéral, en milieu aqueux, la lumière leur permettant alors de croître par absorption des minéraux nécessaires et du carbone inorganique environnant.

Les procédés de culture des algues : les photobioréacteurs (PBR)

42On appelle photobioréacteur les procédés dédiés aux micro-organismes photosynthétiques et donc aux micro-algues. La particularité de ces systèmes réside dans la nécessité de fournir de l’énergie lumineuse en plus des conditions générales de culture. En effet, contrairement aux substrats usuels que l’on ajoute au milieu, les sources de lumière sont forcément extérieures à la culture. Les besoins en énergie lumineuse des micro-organismes photosynthétiques (ou phototrophes) sont très importants : c’est là une limitation importante du rendement des réacteurs puisque la lumière est absorbée par les algues en surface et ne peut pénétrer et agir en profondeur.

43La conception la plus simple consiste à cultiver les micro-organismes phototrophes en bassin ouvert (lagunes, circuits en boucle dits raceways, canaux en forme de méandres). Aujourd’hui, une grande partie de la production vient de ces systèmes extensifs (5 000 à 6 000 tonnes par an de matière sèche). En utilisant des géométries adéquates, il est possible de tendre vers des optimums de conversion par photosynthèse de l’énergie lumineuse reçue en biomasse : on peut ainsi atteindre une production de 100 tonnes/ha/an de matière sèche avec un système captant directement l’énergie solaire.

44En comparaison des végétaux supérieurs, les micro-algues ont des capacités intrinsèques qui les positionnent favorablement dans nombre d’applications. Comme principaux atouts, on retiendra leur vitesse de croissance élevée (doublement d’une population en quelques heures), leur grande diversité (due à leur longue évolution : 3,7 milliards d’années) et leur plasticité métabolique qui permet, par imposition de conditions adéquates, de forcer le micro-organisme à une production d’un métabolite donné.

45Capables de synthétiser la plupart des éléments organiques essentiels comme les protéines, les sucres et les lipides, les micro-algues et cyanobactéries présentent une biochimie très variée en comparaison d’autres micro-organismes. C’est d’ailleurs l’identification de métabolites particuliers qui a fortement encouragé la recherche, et notamment sur les molécules prisées des industries, comme les pigments, les polysaccharides ou divers composés biologiquement actifs. Les applications possibles se sont alors révélées dans des domaines aussi variés que l’alimentation, la pharmacologie ou la cosmétologie. Le choix de souches adaptées et leur mise en culture dans des systèmes adéquats devraient permettre de répondre à de grands enjeux agro-alimentaires, de production d’énergie, de dépollution d’effluents et de recyclage de l’eau.

46Selon l’espèce et les conditions appliquées, il est possible de produire de l’hydrogène par biophotolyse de l’eau, de la biomasse végétale riche en lipides à vocation énergétique (biodiesel) ou en sucres utilisables pour l’obtention de méthane ou d’hydrogène par gazéification ou fermentation. De plus, la croissance photosynthétique impose la fourniture de carbone inorganique (puits à CO2), et le fonctionnement en milieu aqueux permet une gestion maîtrisée des apports en sels minéraux. Tous ces avantages font que les micro-organismes photosynthétiques sont souvent envisagés comme une source bioénergétique d’avenir, renouvelable et respectueuse de l’environnement.

Les algues comme puits de carbone

47Pour atteindre un rendement optimal les algues ont besoin de CO2 en grande quantité dans les bassins ou les bioréacteurs. Ces derniers doivent donc être couplés à des centrales thermiques classiques productrices d’électricité et qui rejettent du CO2 avec une teneur moyenne de 13  %. Le CO2 est mis à barboter dans les bassins et est assimilé par les algues. Il s’agit donc d’une technologie permettant d’augmenter le rendement de la photosynthèse et de traiter les eaux usées. C’est en ce sens qu’elles constituent une avancée dans le domaine environnemental.

48Par exemple, la centrale de Prony comportant 2 tranches de 40 MWelectrique, soit 240 MWthermique, rejette 4 500 tCO2/jour. Si l’on considère que nous puissions disposer de PBR actuels et solaires, il faudrait pour absorber le CO2 produit une surface de captage du soleil de 2,5*4 500 = 11 250 ha et un volume de 11,106 m3, soit une masse d’algues produite de 5 625 tonnes pour un flux incident de 100 W/m2. Si la recherche mettait au point des PBR avec distribution interne de lumière de façon à atteindre le rendement thermodynamique maximum, la masse d’algues formée resterait de l’ordre de 5 400 t/jour. Il faudrait, pour cet optimum, tout de même fournir l’énergie pour filtrer 360 000 m3 d’eau par jour !

49On pourra se reporter également au paragraphe intitulé « La séparation biologique du CO2 par les algues ou enzymes » dans « Les émissions et les réductions d’émissions de gaz à effet de serre en Nouvelle-Calédonie ».

Les algues source de triglycérides

50Ces micro-organismes ont aussi des avantages sur les espèces oléagineuses terrestres : ils peuvent accumuler jusqu’à 50  % de leur poids sec en acides gras, d’où la possibilité d’obtenir des rendements à l’hectare supérieurs d’un facteur 30 aux espèces oléagineuses terrestres. La culture de micro-algues en serre à grande échelle n’a pas besoin d’apport de produits phytosanitaires et permet de maîtriser le cycle de l’azote et du phosphore en contrôlant le recyclage des éléments nutritifs.

51Dans l’exemple de la centrale de Prony : le captage des deux tranches pourrait produire 6 300 t de matière sèche par jour soit 4 400 t/acides gras par jour (~70  % de triglycéride). Une transestérification de ces huiles fournirait alors environ 4 400 t de biodiesel/jour. Autrement dit, dix jours de production/an suffiraient à couvrir la consommation en diesel de la Nouvelle-Calédonie ! Rappelons tout de même que cela nécessiterait d’avoir un réacteur optimisé (actuellement théorique), de l’énergie pour le pompage, que le processus soit validé sur des pilotes, etc. Il s’agit donc là d’une recherche et, a fortiori, d’un déploiement à très long terme (on dit d’ailleurs parfois que les algues sont des biocarburants de troisième génération).

Les algues pour produire du biohydrogène

52Dans une optique d’énergie durable, nul doute que l’hydrogène devrait à l’avenir être promu comme nouveau vecteur d’énergie : il trouvera de nouvelles applications dans les domaines du résidentiel et des transports, via une transformation en électricité et en chaleur dans les piles à combustibles ou les turbines à gaz avec cycle combiné.

53Les algues vertes unicellulaires, micro-algues ou bactéries, possèdent la propriété unique de produire de l’hydrogène à partir d’énergie solaire et d’eau : c’est une enzyme, l’hydrogénase, qui est au cœur de ces processus. On peut donc développer des procédés de photobioproduction d’hydrogène non-générateurs de gaz à effet de serre, basés sur la domestication des processus naturels de production d’hydrogène. Mais là encore, les procédés ne sont pas matures et exigent des développements importants avant déploiement.

LES TECHNOLOGIES DE PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ

54L’électricité constitue une forme d’énergie particulièrement facile à transformer et à contrôler, mais elle est souvent aussi plus coûteuse au plan économique et environnemental. C’est la raison pour laquelle, répétons-le, la maîtrise de sa consommation doit être la première priorité avant le développement de nouveaux moyens de production.

55Notons que si l’on observe les évolutions récentes en matière de développement de nouvelles installations de production d’électricité, celles qui exploitent les ressources renouvelables (photovoltaïques et éoliennes principalement) détiennent les records de croissance relative.

Les procédés de combustion et de conversion

56Plusieurs technologies permettent de produire de l’électricité, par exemple : la conversion des photons de la lumière par effet photoélectrique, celle de la chaleur par effet thermoélectrique, et la conversion par transfert d’électrons lors d’une réaction chimique ou mécanique au moyen d’un générateur ou d’un alternateur. C’est ce dernier procédé qui est actuellement le plus utilisé par les centrales thermiques ou nucléaires de grande puissance.

57Une centrale thermique produit de l’électricité à partir d’une source de chaleur provenant de la combustion d’un hydrocarbure gazeux ou liquide, du charbon, de la biomasse, de déchets industriels ou ménagers. Le dégagement de chaleur produit lors de la combustion chauffe un fluide, généralement de l’eau, qui passe ainsi de l’état liquide à l’état de vapeur. Celle-ci entraîne, lors d’un cycle thermodynamique, une turbine couplée à un alternateur qui transforme l’énergie mécanique en énergie électrique. Pour entraîner la turbine à vapeur, on provoque une chute de pression entre son entrée et sa sortie, en condensant en aval le fluide à l’état gazeux à l’aide d’une source froide. Le fluide condensé est en général réutilisé comme source de vapeur (cycle de Rankine).

Les turbines à gaz (TAG) ou turbines à combustion

58Une turbine à gaz (TAG), ou turbine à combustion, est une machine tournante thermodynamique appartenant à la famille des moteurs à combustion interne. Son rôle est de produire de l’énergie mécanique à partir de l’énergie contenue dans un hydrocarbure et de la transférer à un générateur ou un alternateur.

59Le rendement théorique d’une TAG croît avec le taux de compression et la température de combustion. Son rendement faible (25 à 35  %) est dû au fait que l’énergie fournie par le combustible est détournée par le compresseur ou perdue sous forme de chaleur dans les gaz d’échappement. Le rendement est amélioré en augmentant la température dans la chambre de combustion (plus de 1 200 °C), mais on se heurte à des problèmes de la tenue en température des matériaux utilisés pour la réalisation de la partie turbine. Des systèmes de refroidissement au moyen de multi-perforations sont alors mis en place dans les parois de la chambre et des aubes en alliage réfractaire à base de nickel.

Les turbines à gaz (TAG) à cycles combinés

60L’expression « cycle combiné » caractérise une production d’énergie ou une centrale utilisant plus d’un cycle thermodynamique. Les TAG transforment une partie de l’énergie fournie par la combustion en travail moteur qui est convertie en électricité au moyen d’un générateur ou d’un alternateur. Le rendement est généralement de l’ordre de 25 à 30  %. C’est en récupérant la chaleur des gaz d’échappement que le rendement global de la machine peut alors dépasser 50  %. On utilise pour cela la chaleur des gaz d’échappement (plus de 600 degrés) pour produire de la vapeur dans une chaudière qui alimente une turbine à vapeur entraînant un second générateur électrique. On peut aussi augmenter le rendement de la turbine en réchauffant les gaz en sortie des étages de compression (avant les chambres de combustion), en les faisant passer dans un échangeur situé dans le flux des gaz d’échappement.

Les centrales thermiques à flammes

61Les centrales thermiques à flammes stabilisent une combustion dans une chaudière au moyen de brûleurs à flamme de diffusion. Des jets de combustibles gazeux, liquides ou solides sont injectés au nez du brûleur à proximité de jets d’air ou d’oxygène. La combustion se stabilise dans la zone de mélange combustible/comburant. Ce procédé est sûr car il n’y a pas de formation de mélanges des réactifs avant le foyer, mais il permet mal de contrôler la zone de réaction et de formation des polluants. Ce type de centrale est tout de même le plus répandu dans le monde et permet de disposer d’unités de très grande puissance.

Les chaudières à lit fixe, lit fluidisé et lit fixe circulant (LFC)

62Les chaudières à lit fixe établissent la combustion au sein d’une couche de particules combustible qui reste stationnaire quand le fluide (oxydant : air, oxygène) la traverse et réagit au sein du lit. Les réacteurs à lit fluidisé, quant à eux, sont constitués d’un ensemble de particules solides (charbon ou biomasse) traversé de bas en haut par un fluide dont le débit est tel que le frottement du fluide sur les grains équilibre leur poids. Au-delà d’un certain débit de fluide, on assiste à l’entraînement du lit. Le solide peut être séparé du fluide en tête de colonne par un cyclone et recyclé à la base : c’est le lit fluidisé circulant (LFC) qui reste relativement dense avec de nombreuses interactions gaz-solide.

63C’est ce type de chaudière qui est prévu par la SLN pour la nouvelle centrale de Doniambo (cf. dans « La maîtrise de l’énergie : un enjeu majeur pour le développement durable de la Nouvelle-Calédonie et sa sécurité énergétique » le paragraphe p. 90 sur « Les points forts de l’efficacité énergétique sur le site de la SLN » dans lequel ont été décrits les avantages du LFC).

Les chaudières super et hypercritiques

64Pour accroître le rendement du cycle thermodynamique du système qui peut passer de l’ordre de 35  % à près de 50  %, la vapeur d’eau doit être portée à haute température et haute pression dans la chaudière. On parlera d’un fonctionnement avec de l’eau dans des conditions super-critiques (Tc = 376 °C et Pc = 221 bar) ou même hyper critiques (Tc = 700-720 °C et Pc = 350 bar). Pour cela, il faut réaliser des tuyauteries et une turbine à vapeur en alliage à base de nickel. Le coût de telles installations est donc très élevé et ne s’adapte qu’à des unités de puissance supérieure à 400 MWelectrique.

La cogénération et la tri-génération

65Pour accroître le rendement énergétique global de production d’électricité, la chaleur fatale de la chaudière ou d’une TAG est valorisée par sa distribution au travers d’un réseau industriel ou domestique de vapeur et de chaleur : c’est la cogénération électricité/chaleur ou même tri-génération électricité/chaleur/froid.

Les centrales IGCC (Integrated Gasification Combined cycle)

66Une unité de gazéification intégrée avec cycle combiné ou IGCC est une centrale thermique fonctionnant avec du gaz de synthèse syngas. Ce gaz est souvent utilisé pour actionner une turbine à gaz dont la chaleur des effluents est ensuite valorisée par une turbine à vapeur (TAG à cycle combiné). La technologie IGCC consiste à transformer du charbon ou de la biomasse, lors d’une gazéification en gaz de synthèse composé d’un mélange de CO et d’hydrogène. Les impuretés du combustible sont ainsi retirées avant la phase de combustion, d’où des rejets limités de polluants comme le dioxyde de soufre, les particules et les métaux. Le rendement global est également amélioré par rapport à une unité conventionnelle à charbon pulvérisé.

67Ce type de procédé IGCC est dit « intégré » car les gaz de synthèse sont produits par une unité de gazéification qui est optimisée par un cycle combiné. Pour améliorer le rendement global du procédé, les chaleurs provenant des fumées de la TAG et du réacteur de gazéification sont valorisées par une chaudière et une turbine à vapeur qui produit à son tour de l’électricité additionnelle. La gazéification et la combustion de l’hydrogène font de ce système un procédé possédant une empreinte environnementale minimum et un rendement énergétique optimisé grâce au cycle combiné.

Les moteurs à combustion interne

68On peut également produire de l’électricité en site délocalisé ou avec des groupes électrogènes lorsque le réseau est arrêté. Ceux-ci se composent d’un moteur voisin de celui d’une automobile couplé à un générateur ou un alternateur. Mais le rendement est en général assez faible. En revanche, ce système devient performant avec la combustion de biogaz issu de fermenteurs ou de décharges (cette utilisation permet d’ailleurs d’acquérir des crédits de CO2).

Conclusion : le potentiel d’application de ces technologies à la Nouvelle-Calédonie

69À priori, toutes les techniques de production industrielle d’électricité par conversion chimique de l’énergie peuvent être introduites en Nouvelle-Calédonie, les critères de choix ainsi que les limites techniques d’utilisation étant ceux de la puissance recherchée, du combustible, de la valorisation de la biomasse et du procédé de combustion.

70L’analyse technologique désigne ainsi les meilleurs choix économiques à opérer pour la Nouvelle-Calédonie :

  • Une centrale thermique à charbon à flamme, la moins chère à l’achat. Par contre, ce procédé rejette du SOx et du NOx si elle n’est pas équipée d’unités de dépollution. L’emploi de lignite limite les émissions de SOx, mais les rejets de tCO2/kWh sont plus importants et le fonctionnement moins optimal. C’est ce procédé qui a été choisi pour la centrale de Prony.
  • Une chaudière à lit fluidisé circulant, ce système présentant le meilleur potentiel pour la Nouvelle-Calédonie. C’est ce choix qui a été retenu pour les futures centrales de Doniambo et Koniambo.

Les centrales hydroélectriques

71Les technologies de production d’électricité à partir des ressources hydrauliques sont relativement matures et bien que nous ne puissions pas les qualifier de nouvelles, nous proposons une courte synthèse, notamment pour mettre en évidence les évolutions récentes. En France, on qualifie de petites centrales hydroélectriques, celles dont la puissance est comprise entre 2 et 10 MW, de minicentrales, celles de 500 kW à 2 MW, de micro-centrales, celles de 20 à 500 kW et de picocentrales, celles de moins de 20 kW. La productivité des centrales hydroélectriques dépend directement de l’hydraulicité des cours d’eau dans le cas des usines au fil de l’eau et, dans une moindre mesure, lorsqu’il existe un barrage de retenue qui offre alors une capacité de stockage permettant de mieux répondre à la demande et de fortement contribuer à la stabilisation du réseau. Le barrage de Yaté, qui exploite un lac artificiel, offre une capacité de plus de 300 millions de m3 et une très importante quantité d’énergie stockée (environ 100 GWh, soit 5  % de la consommation annuelle 2008). Sa puissance est de 68 MW (4 groupes) avec une productivité annuelle d’environ 5 000 h (+/- 20  % selon les années) équivalentes à pleine puissance. Précisons également qu’il est possible d’alimenter un microréseau (en site isolé) avec un système hydroélectrique, généralement sans recours à un stockage électrochimique, si la régularité du cours d’eau est suffisante. Différents dispositifs de régulation existent et permettent de stabiliser tension et fréquence pour offrir une qualité de service satisfaisante avec une bonne fiabilité.

72En grandes ou petites puissances, des hauteurs de chutes les plus grandes aux plus faibles, les turbines utilisées sont respectivement de type Pelton, Francis et Kaplan. Pour les petites machines, il existe quelques technologies spécifiques comme les turbines Banki (roues à aubes). Les rendements de conversion sont très élevés (généralement supérieurs à 90  %) et d’autant plus que les puissances nominales sont élevées. Les génératrices électriques utilisées en grande puissance (au-delà de quelques MW) sont quasiment exclusivement de type synchrone à excitation bobinée, ce qui leur permet de participer au réglage de tension par action sur le courant inducteur. En situation raccordée au réseau, pour les puissances inférieures à quelques MW, on utilise plutôt pour des génératrices asynchrones à cage qui permettent une réduction des coûts aux dépens de la possibilité de participer au réglage de tension. Des génératrices à aimants permanents, plus compactes, permettent de réduire les coûts de génie civil, mais toujours sans possibilité de réglage. L’introduction de la vitesse variable, qui permet à la fois d’accroître la productivité lorsque les débits et hauteurs de chute sont variables et de participer au réglage de tension, peine encore à se développer, mais la technologie existe.

Les éoliennes

73Un seul constructeur propose des éoliennes conçues pour les régions cycloniques et pour les zones peu accessibles, il s’agit de Vergnet SA. Ses machines sont rabattables avec un système de haubans et de treuil automatique et permettent, en cas d’annonce de cyclone, de se protéger de la destruction. En outre, elles sont constituées de pièces de taille et de masse raisonnables aisément transportables dans les zones peu accessibles et ne nécessitant pas de grues de grande taille.

74Plus d’une centaine de machines de ce type sont actuellement en service en Nouvelle-Calédonie avec des puissances unitaires de l’ordre de 250 kW. La dernière génération est sensiblement différente, elle dispose d’une nacelle qui peut descendre le long du mât : c’est le modèle retenu pour la ferme de Yaté qui devrait être mise en service entre 2010 et 2012 avec 35 unités pour une productivité annuelle de 60 GWh.

75Le coût installé de ces machines est élevé, soit environ 2,3 à 2,5 €/W, c’est-à-dire près du double des installations européennes. Ce surcoût est justifié par les originalités de la technologie, l’éloignement et, peut-être, par l’absence de concurrence. Le seul fabricant alternatif est Vestas qui, de 1996 à 1999, a installé 20 machines de 225 kW au Negandi. Elles ont été détruites par le cyclone Erica, en mars 2003, et 15 d’entre elles ont été remplacées, mais il semble que Vestas ne veuille plus s’impliquer dans la construction de nouvelles fermes éoliennes en Nouvelle-Calédonie.

76La productivité des machines Vergnet a subi quelques revers, liés semble-t-il à une maintenance insuffisante. La création de Vergnet Pacific et les nouveaux modes tarifaires devraient résoudre ces problèmes temporaires. Avec un fonctionnement normal, les machines Vergnet doivent produire environ 1 600 à 1 900 h annuelles selon les sites et les années, ce qui signifie que 1 MW éolien produit entre 1,6 et 1,9 GWh par an.

77Notons enfin qu’il existe sans doute un potentiel éolien off shore important mais que les technologies actuelles sont sans doute mal adaptées aux zones cycloniques. Il faut toutefois garder à l’esprit que des technologies off shore flottantes commencent à être testées et que, d’ici quelques années, elles pourraient présenter un intérêt grâce à leur plus grande souplesse face aux vents violents.

Les houlogénérateurs

78Résultante de l’effet du vent sur les surfaces marines, l’énergie des vagues représente une ressource considérable et pourrait satisfaire un certain pourcentage de la consommation mondiale d’électricité à l’horizon de quelques décennies. La ressource houlomotrice brute est quantifiée en kiloWatts par mètre de front de vague, avec des ordres de grandeurs compris entre 10 et 100 kW/m (Cap Horn). Il faut cependant considérer le rendement de conversion assez faible des systèmes de récupération actuels, de l’ordre de 10  % sur les moyennes annuelles.

79La profondeur des fonds marins joue également un rôle important dans le sens où de faibles profondeurs favorisent la dissipation énergétique. Ainsi, en arrivant sur les côtes, la houle a généralement perdu une grande partie de son potentiel énergétique.

80Un champ de vagues est composé d’ondes multiples qui ne se propagent pas toutes dans la même direction. Pour caractériser la houle aléatoire, une façon simple est donc de se limiter à deux paramètres : une hauteur crête à creux notée Hs accompagnée d’une période Tp, ces deux paramètres permettant de représenter un état de mer aléatoire en se référant à un modèle standard de répartition spectrale de l’énergie (Tp est alors la période du pic spectral).

81Outre le fait que la houle ondule à basse fréquence et engendre des fluctuations de puissance instantanée, la puissance moyenne de la ressource fluctue considérablement en fonction de l’état de mer. La puissance récupérable dépend ensuite de la largeur de houle captée et de l’efficacité du dispositif de conversion. Les houlogénérateurs ont souvent un comportement relativement accordé pour un type de houle donné et, même si un contrôle avancé permet d’optimiser l’extraction de puissance dans des conditions variées, leurs caractéristiques de puissance de sortie ne sont pas vraiment proportionnelles à Hs2.Tp (puissance brute issue de la loi théorique).

82Les houlogénérateurs peuvent être situés sur la côte (shoreline), en mer au voisinage des côtes (nearshore) avec des fonds inférieurs à 50 m pour permettre un ancrage, ou encore au large (off shore).

83Le coût d’investissement des houlogénérateurs proches de la maturité est estimé aujourd’hui dans une fourchette 1 à 3 €/W et les coûts de production, dépendant bien sûr de la technologie et des conditions locales, pourraient passer d’ici quelques décennies de quelques 10 c€/kWh à quelques c€/kWh. Ils pourraient aussi profiter du développement des éoliennes off shore et, notamment, des infrastructures de transport de l’électricité à terre.

84Depuis les années 1970, de très nombreux dispositifs ont été imaginés, brevetés et/ou testés, dont on retiendra ici la classification simplifiée suivante.

  • Les houlogénérateurs à rampe de déferlement : dans cette famille de générateurs conçus initialement pour exploiter les caractéristiques de sites côtiers, on trouve un système flottant, le Wave Dragon, avec une hauteur de flottaison ajustable en fonction des caractéristiques de la houle. L’eau de mer déferle sur une rampe, franchit son seuil et remplit un réservoir situé derrière, elle est ensuite turbinée à « basse chute » pour retourner à la mer. Ces systèmes présentent l’avantage de lisser la puissance et d’obtenir une production relativement régulière, en tout cas, qui ne fluctue pas au rythme des vagues.
  • Les houlogénérateurs à colonne d'eau oscillante : c’est peut-être l’un des principes les plus utilisés, il est d’ailleurs emprunté à la nature où les « trous de souffleur » présents dans les côtes rocheuses mettent bien en évidence les flux et reflux d’air piégé dans une cavité soumise aux fluctuations des vagues. Les systèmes sont placés sur les côtes ou sur des machines flottantes, une cavité ouverte à l’action des vagues par une embouchure submergée voit sa surface libre interne osciller comme un piston liquide. L’air de la cavité est alors alternativement expulsé puis admis par une canalisation de sortie vers l’atmosphère. Une turbine, dont le sens de rotation ne change pas en fonction du sens de circulation de l’air, est placée dans la canalisation. La turbine entraîne un alternateur qui produit ainsi de l’énergie en continu. Parmi les systèmes non flottants, citons la colonne Kvaerner (Norvège) et le projet-pilote européen Pico, du nom de l’île des Açores au Portugal. Il existe également des systèmes flottants à colonne d’eau oscillante permettant d’accéder à une plus grande variété de sites, comme le Sperboy (UK).
  • Les houlogénérateurs à corps mus par la houle. Cette catégorie regroupe une très grande diversité de principes et de systèmes, dont le Power Buoy (Ocean Power Technologies, Inc., États-Unis), le Searev (Système électrique autonome de récupération de l’énergie des vagues, projet porté par l’École Centrale de Nantes), le Ceto Cylindrical Energy Transfer Oscillator (projet australien de Carnegie Corp. dans lequel EDF Énergies nouvelles est impliqué) et le système Anaconda de la société anglaise Checkmate. Mais le plus connu est sans conteste le Pelamis, grand serpent articulé et aujourd’hui l’un des houlogénérateurs les plus matures sur le plan industriel.

85Cette forme générale lui permet de supporter des houles relativement variées et de bien exploiter leur énergie. Il présente l’avantage de lisser une énergie naturellement fluctuante. Sa durée de vie envisagée est de 20 ans et sa puissance électrique maximale est de 750 kW. Trois unités P750 ont été installées en 2008 à 5 km des côtes du Portugal pour former une ferme houlogénératrice expérimentale de 2,2 MW pour un montant de 8 M Dans le principe, une superficie de 1 km2 permet d’installer une capacité de production de 8 à 30 MW. Comme dans les fermes éoliennes off shore, les unités, espacées d’environ 150 m, sont organisées en clusters.

Les générateurs photovoltaïques

86Le principe de la production d’électricité photovoltaïque (PV) exploite la conversion directe de la lumière en électricité. L’absence totale de mouvements mécaniques permet de réaliser des technologies particulièrement fiables et totalement silencieuses, bien adaptées à l’intégration aux bâtiments. Aujourd’hui, le marché de la production PV au fil du soleil (raccordé au réseau sans stockage) est massivement dominant avec des taux de croissance très élevés (plus de 50  % annuels).

87Les technologies photovoltaïques les plus matures sont à base de silicium polycristallin et monocristallin (rendement légèrement meilleur : environ 17  %), voire de silicium amorphe (bas coût et plus faible rendement). Des technologies plus marginales existent et permettent notamment d’accroître les rendements grâce à des cellules multi-spectrales qui élargissent le spectre de sensibilité. Les limites théoriques sont de l’ordre de 86  % et les meilleurs résultats expérimentaux actuels frôlent les 37  % avec une structure triple du type InGaP/GaAs/Ge. Des technologies couches minces, comme celle à base de séléniure de cuivre indium (CIS), ainsi que les matériaux organiques permettent d’envisager de meilleures performances de coût mais elles peinent encore à émerger et/ou ont encore des durées de vie insuffisantes (cas des organiques). Enfin, il existe des structures à concentration dont les rendements sont accrus à haute intensité du rayonnement mais qui nécessitent des systèmes optiques pénalisants en termes de coût et de fiabilité (salissures).

88La production électrique photovoltaïque est sensiblement proportionnelle à l’intensité du rayonnement solaire et est sensible à la température, c’est pourquoi il est préférable de prévoir une ventilation naturelle des panneaux, notamment de la face arrière. La production PV fluctue donc directement avec les variations naturelles d’ensoleillement. En cas de développement massif des systèmes PV raccordés au réseau, leur production engendrerait les mêmes difficultés que l’éolien, nécessitant de nouveaux modes de gestion du réseau ainsi que le développement de systèmes de stockage.

89En Nouvelle-Calédonie, la productivité PV annuelle effective est de l’ordre de 1 500 h équivalentes à pleine puissance, ce qui diminue les coûts de revient de cette électricité par rapport aux régions moins ensoleillées comme

Les centrales solaires thermodynamiques à concentration (CSP, Concentrated Solar Power)

90Les centrales solaires thermodynamiques (ou héliothermodynamiques) à concentration exploitent le rayonnement direct du soleil, il convient donc de s’assurer qu’il est suffisant pour envisager une rentabilité économique de ces procédés. Le seuil de rentabilité admis est de 1 800 kWh/m2/an. Il existe différentes technologies de centrales solaires à concentration.

  • Les centrales à tour (Solar Tower) : les miroirs orientables selon deux axes focalisent le rayonnement solaire vers une tour où l’on réchauffe un fluide caloporteur (sels fondus) pour produire ensuite de la vapeur, la turbiner et produire de l’électricité avec un classique alternateur. La possibilité de stocker la chaleur permet de lisser les effets des passages nuageux, voire les alternances jour/nuit, et de mieux optimiser le dimensionnement de la turbine à vapeur.
  • Les centrales à miroirs de type auges cylindro-paraboliques (Parabolic Trough) : cette technologie consiste à utiliser des miroirs en forme d’auges orientables en rotation selon un seul axe, et focalisant le rayonnement solaire sur une ligne sur laquelle se trouve un tube parcouru par le fluide caloporteur. La suite est identique à celle des centrales à tour. Cette technologie est exploitée depuis les années 1980 en Californie (désert de Mojave) et d’autres réalisations sont programmées dans le monde.
  • Les centrales à miroirs de Fresnel linéaires (Linear Fresnel) : même principe que les précédentes, mais avec des miroirs plans articulés pour obtenir une focalisation du rayonnement solaire vers le tube à moindre coût et avec un rendement légèrement plus faible (besoin de plus d’espace).
  • Les unités à miroir parabolique focalisant le rayonnement sur la source chaude d’un moteur Stirling (fonctionnement sans combustion). Cette technologie, à priori plus chère que les précédentes a déjà fait l’objet d’une évaluation/proposition pour la Nouvelle-Calédonie en 2002 par la société australienne Solar Systems Corp2.

Les convertisseurs exploitant l’énergie thermique des mers (Otec, Ocean Thermal Energy Converter)

91Les océans et les mers constituent un immense capteur du rayonnement solaire qui stocke et transfère de gigantesques quantités de chaleur, contribuant ainsi significativement aux équilibrages thermiques de la planète. On peut envisager d’exploiter une part de ce gisement d’énergie dans les zones où il existe des écarts de température suffisamment élevés pour envisager de faire fonctionner des machines thermodynamiques au meilleur coût. C’est dans les zones équatoriales et tropicales que l’on trouve des gradients de température suffisants : sans disposer de conditions exceptionnelles, la Nouvelle-Calédonie semble assez bien dotée.

92La ressource brute de l’énergie solaire captée annuellement par les océans est énorme, de l’ordre de 400 000 TWh, mais seule une infime partie est accessible et il est indispensable de ne pas puiser massivement dans ce cycle naturel qui joue un rôle crucial dans la stabilité climatique. En considérant le débit global de l’ensemble des courants froids en profondeur, le fait que les machines thermodynamiques envisageables nécessitent un débit d’eau froide très élevé et de faibles rendements de conversion (principalement dus au faible écart de température entre sources chaude et froide), on atteint un potentiel mondial annuel renouvelable maximal de 80 000 TWh.

93Parmi les projets envisagés, citons la centrale Otec (Ocean Thermal Energy Converter) d’Hawaï, mise en service en 1979, qui produit 18 kW électriques durant sensiblement 8 000 h par an, selon les arrêts de maintenance. Le principe des dispositifs Otec est fondé sur une machine à turbine utilisant la détente d’un fluide évaporé sous l’effet d’une source chaude (température des eaux de surface : 26 à 30 °C) puis condensé grâce à une source froide (température des eaux profondes pompées et ramenées au niveau de la machinerie). Il est donc nécessaire de pomper à des profondeurs de l’ordre de 800 à 1 000 m pour disposer d’un écart de température le plus élevé possible sans toutefois dépenser une quantité d’énergie excessive pour le pompage.

94En outre, il faut des débits considérables d’eau chaude et d’eau froide, de l’ordre de 2 à 3 m3/s par MWe. Les pertes de pompage associées (d’eau chaude comme d’eau froide) sont d’autant plus faibles que les pertes de charge dues à l’écoulement dans les tuyaux sont réduites. Il est donc essentiel, tout particulièrement pour la longue canalisation d’eau froide, de disposer d’un diamètre de conduite suffisamment élevé. Il résulte de tout cela un rendement net de production d’électricité d’environ 2,5 à 3  %. Jusqu’à maintenant, l’un des principaux freins au développement des technologies Otec, hormis leur manque de maturité et les difficultés techniques, comme la résistance du tuyau de grande longueur, est le coût d’investissement qui reste très élevé (4 à 12 €/W pour des unités de 100 MW, selon la distance de la côte).

95Les centrales Otec peuvent être construites sur la côte, ce qui simplifie les problèmes de transport d’électricité, mais accroît le coût du pompage car il faut augmenter la longueur des conduites, notamment celle d’eau froide. Cela se révèle même techniquement infaisable si la profondeur ne décroît pas suffisamment vite au voisinage de la côte. Dans les autres cas, l’usine de conversion doit être construite sur une barge.

Le récupérateur de l’énergie cinétique des courants marins

96La récupération de l’énergie marémotrice peut se faire à partir de la variation du niveau de la mer et de l’exploitation via un barrage, ou par l’exploitation directe des courants par des turbines placées dans le flux, comme des éoliennes sous-marines, appelées aussi hydroliennes. L’un des avantages des marées est leur grande prédictibilité qui facilite la planification et permet de mieux insérer de tels systèmes de production dans les réseaux. Avec les systèmes à barrage, l’effet de stockage dans des bassins amont et aval peut être mis à profit pour faire du stockage, éventuellement en pompant dans les phases avantageuses du cycle.

97La technique de récupération des courants libres est très proche de celle des aérogénérateurs, à ceci près que la direction des courants est constante, que leur sens est alternatif (effets de marée) ou continu et que les turbines se trouvent dans l’eau salée (cette technologie a déjà été éprouvée en eau douce, notamment dans des fleuves amazoniens). On retrouve ainsi deux grandes familles de turbines selon que l’axe de rotation est vertical ou horizontal, mais également d’autres technologies plus originales comme celle utilisant des ailes planes oscillantes (Système Stingray d’Engineering Business Ltd), ou encore des systèmes flottants de type « roue à aubes » (projet français Hydrogen).

98Mis à part quelques projets d’extraction de l’énergie du Gulf Stream, la plupart des projets actuels concernent les courants de marée. Les générateurs immergés de petite puissance peuvent être flottants, placés sous une barge, ce qui permet de régler plus aisément le problème des variations de hauteurs dues aux marées elles-mêmes et de faire en sorte que les machines restent toujours au voisinage de la surface. Ils peuvent être également flottants, portés par une bouée et amarrés, comme le propose la société SMD Hydrovision ou encore Ponte de Archimede avec sa turbine Kobold à axe vertical. Ce principe est déjà exploité dans des rivières. Les hydrogénérateurs peuvent également être posés au fond sur base gravitaire ou encore portés par un monopieu métallique. En fait le choix des structures porteuses est principalement dicté par la profondeur et par la nature des fonds. Enfin, les différents prototypes ou systèmes au stade préindustriel ont des puissances de quelques dizaines à quelques centaines de kW.

La production électronucléaire3

  • 3 Avec l’appui de Franck Carre (CEA/DEN/DDIN), de la direction du développement et de l'innovation n (...)

99Dans un réseau électrique, il est fortement souhaitable que la puissance maximale des unités reste inférieure à 10  % de la puissance totale installée pour pouvoir compenser une unité défaillante dans de bonnes conditions de stabilité de la tension et de la fréquence. Sur la base d'environ 500 MWe de puissance totale (peut-être un peu plus d'ici à 2015 si de nouvelles usines s'implantent comme à Koniambo), cela donnerait une puissance maximale d'environ 50 MWe, ce qui est très en dessous de ce qui existe aujourd'hui sur le marché des réacteurs et même probablement de ce qui sera développé dans les années à venir. À noter que de « petites » unités de ce type résoudraient le problème d'interruption de production soulevé par les process de production métallurgique qui ne doivent pas subir d'arrêt.

100Par ailleurs, Areva n'a pas de projet de réacteur d'une puissance inférieure à 1 000 MWe et le recours à une offre russe (dans la gamme de 40 à 300 MWe) ne manquerait pas de soulever des difficultés de certification. De même que pour une offre américano-japonaise ou chinoise dans la gamme de 300 MWe, si ce niveau de puissance pouvait être considéré.

101La modestie des besoins en électricité de la Nouvelle-Calédonie, de même que la nécessité d'investir dans des infrastructures industrielles spécifiques rendent probablement le coût de l'option nucléaire peu compétitif avec celui de centrales à gaz, charbon ou fioul, malgré l'isolement de la Nouvelle-Calédonie (probablement > 5 000 €/kWe pour l'investissement seulement).

102De plus, l'approvisionnement du réacteur en combustible et la reprise du combustible usé pour retraitement vers la France métropolitaine, voire le Japon en cas d'accord, imposeraient des transports sécurisés sur de longues distances.

103Bref, ces considérations techniques et économiques peu favorables, auxquelles s'ajoute l'exigence d'une procédure administrative lourde pour la création d'un site nucléaire conduisent à penser qu’en l'état actuel des connaissances – et sans même aborder les aspects politiques et sociologiques – on peut exclure l'option nucléaire du futur énergétique des prochaines décennies de la Nouvelle-Calédonie.

Les piles à combustible et l’hydrogène

104Les piles à combustibles sont des convertisseurs d’énergie électrique qui permettent de convertir la réaction chimique d’oxydo-réduction hydrogène/oxygène en électricité et en eau avec un excellent rendement, non limité par le second principe de la thermodynamique (rendement de Carnot). Le rendement typique d’une pile à combustible est d’environ 50  % à la puissance nominale ; il peut être plus élevé, mais au prix d’un surdimensionnement et donc d’un surcoût. Ainsi une pile à combustible produit de l’électricité, de la chaleur et de l’eau.

105L’hydrogène, qui constitue le carburant de cette réaction, n’est pas librement disponible dans la nature : au même titre que l’électricité, il doit être converti à partir d’une ressource primaire. Si cette dernière est un combustible fossile, le bilan global de la conversion est généralement mauvais, à la fois du point de vue du rendement sur cycle de vie et des rejets de gaz à effet de serre, il est donc nécessaire de produire l’hydrogène à partir de ressources renouvelables.

106Certaines piles à combustibles, dites directes, peuvent transformer directement un combustible carboné, comme le méthanol ou le méthane, mais la transformation s’accompagne alors de rejet de gaz à effet de serre ; il faut donc s’assurer que le bilan global incluant la production du carburant est avantageux, ce qui n’est pas toujours le cas, par exemple lorsque le combustible est issu de ressources non renouvelables (gaz naturel par exemple) ou de certains biocarburants.

107Dans le cas de la production par un électrolyseur, les rendements d’électrolyse sont compris entre 70 et 85  %. La consommation électrique des électrolyseurs industriels est généralement de 4 à 6 kWh/Nm3 et celle d’eau (la plus pure possible) vaut environ 1 litre par Nm3.

108Électrolyser de la vapeur d’eau à très haute température permet de réduire de façon significative la consommation d’énergie électrique. Enfin, certains procédés thermochimiques peuvent permettre d’extraire l’hydrogène de l’eau à partir d’une source de chaleur haute température comme le raisonnement solaire concentré.

109Même s’il existe des produits commerciaux ou quasi-commerciaux, leur durée de vie, leurs contraintes d’emploi et leur coût sont encore actuellement incompatibles avec les exigences des applications stationnaires et des transports terrestres. C’est pourquoi d’intenses programmes de recherches sont menés à tous les niveaux. De même que pour la filière électronucléaire, nous ne pensons pas que les piles à combustibles constituent une voie de conversion d’énergie à promouvoir sur le sol de la Nouvelle-Calédonie à moyen terme, notamment parce qu’il existe d’autres voies plus prometteuses et moins risquées.

La filière aluminium-air4

  • 4 Ce paragraphe répond à une sollicitation particulière de la Dimenc et son contenu a été rédigé ave (...)

110Si l’on considère l'aluminium comme un vecteur énergétique destiné à être « consommé » dans des piles à combustible aluminium-air, il est nécessaire de raisonner sur son cycle de vie, en calculant notamment la dépense énergétique primaire globale nécessaire pour produire 1 kWh électrique.

111Avec les process industriels actuels, la production d'aluminium consomme elle-même environ 32 kWh d'énergie primaire par kg de matériau pour une production à partir de minerai (comme une partie de l’aluminium ne peut à priori être recyclée après consommation, nous avons préféré effectuer une comptabilité à partir de la ressource primaire et d’inclure les possibilités de recyclage). Dans une pile à combustible (PAC) Al-air, 1 kg d'aluminium permet de produire environ 3 kWh électriques, sachant que la valeur théorique limite est de 4,8 kWh.

112Le procédé de recyclage de l'alumine (trioxyde d'aluminium) nécessite d'éliminer les traces de potassium et coûte alors environ 3 kW électriques plus 5 à 6 kWh thermiques, soit environ 15 kWh primaires sur la base des moyens courants de production d'électricité. En supposant environ 8  % de pertes de matières premières à chaque opération de recyclage, le coût énergétique pour produire 1 kWh électrique (0,3 kg d'aluminium) peut être estimé, hors coût de transport, à environ 17 kWh. En ce qui concerne le transport, il faudrait également prendre en compte les allers-retours de l'aluminium et de l'alumine vers le pays producteur car le recyclage doit se faire ailleurs étant donné qu'il faut plus d'énergie que la combustion de l'aluminium n'en fournit.

113Sans aller plus loin, et même s’il existe sans doute un potentiel d’amélioration, ces chiffres sont nettement en défaveur de l'aluminium comme vecteur énergétique pour produire de l'électricité. Un rendement énergétique de 1/17e conduira à priori à un coût prohibitif de cette électricité en comparaison avec tous les autres moyens de production actuellement connus.

Le bâtiment producteur d’énergie

114Le bâtiment (habitat, tertiaire et industriel) reçoit une quantité significative de rayonnement solaire, voire de vent, et peut satisfaire, au moins en moyenne annuelle, plus que ses propres besoins : on parle alors de bâtiment à énergie positive. Il s’agit d’une production d’électricité qui est renvoyée sur le réseau auquel est raccordé le bâtiment. Ces aspects ont déjà été développés dans la première partie du rapport. Les ordres de grandeur du potentiel de production solaire dépendent de l’orientation des surfaces équipées de générateurs photovoltaïques, l’ordre de grandeur moyen étant de 100 kWh/m2/an (cf. p. 45 « La maîtrise de l’énergie : un enjeu majeur pour le développement durable de la Nouvelle-Calédonie et sa sécurité énergétique » dans laquelle les aspects liés à la production d’énergie dans le bâtiment ont été développés).

LES TECHNOLOGIES DE STOCKAGE DE L’ÉNERGIE

Le stockage de l’électricité

115Le stockage de l’énergie électrique est aujourd’hui généralisé et banalisé dans de nombreuses applications électroniques portables (ordinateurs, téléphones) et stationnaires (alimentations sans coupure : onduleurs, alimentations des sites isolés par une production photovoltaïque ou éolienne). Il est également utilisé dans le domaine des transports terrestres pour alimenter les automobiles et deux-roues électriques.

116Les technologies qui dominent pour satisfaire ces besoins sont quasi exclusivement électrochimiques : ce sont les batteries. Leur qualité essentielle réside dans leurs performances massiques et volumiques qui sont les meilleures de tous les systèmes de stockage d’électricité existants, même si elles nous semblent souvent encore insuffisantes. Les plus diffusées sont :

  • le plomb acide surtout employé pour les applications stationnaires car lourdes (environ 20 à 30 Wh/kg) ;
  • le nickel cadmium (NiCd) : naguère très utilisé pour les applications portables grand public, il a fait l’objet d’une interdiction à cause de la toxicité du cadmium non recyclé, mais est encore largement employé pour les chariots de manutention dans un secteur cette fois professionnel et encadré. Ses performances sont supérieures à celles du plomb, de l’ordre de 40 Wh/kg avec des possibilités de charge et décharge plus rapides sans dégradation et sans pertes significatives d’énergie ;
  • le nickel-métal-hydrures (NiMH) dont les performances sont supérieures à celles du NiCd : il constitue l’essentiel du marché des « piles rechargeables » standard et celles employées dans les transports terrestres (Toyota Prius hybride, deux-roues…) ;
  • le lithium dont il existe plusieurs familles offre les performances massiques les plus élevées (de 80 à 200 Wh/kg selon les caractéristiques de puissance). Cette technologie est abondamment utilisée dans les applications portables à hautes performances (téléphones, PC portables) et devrait déboucher très prochainement dans le domaine de la propulsion terrestre et, probablement, des applications stationnaires.

117Globalement, toutes ces technologies offrent des rendements potentiellement élevés en charge et décharge, à condition que les puissances demandées restent relativement faibles. En outre, l’un des points faibles des technologies électrochimiques est leur vieillissement rapide en cyclage. C’est pourquoi les analyses économiques, mais également environnementales, doivent être effectuées sur l’ensemble de la durée de vie du système global considéré.

118Pour les applications stationnaires, les contraintes de masse sont moins cruciales que dans les applications embarquées, et la palette des solutions de stockage de l’énergie électrique s’étend considérablement. Parmi les systèmes de stockage massif adaptés aux réseaux et à longue « constante de temps », on peut citer :

  • Les stations de transferts d’énergie par pompage (STEP), appelées également systèmes de stockage hydraulique gravitaire ou centrales de pompage-turbinage. Cette technologie est aujourd’hui largement dominante dans les grandes puissances avec des rendements de l’ordre de 80  %. La contrainte majeure est liée à la nécessité de sites au relief adapté. Malgré leurs grandes puissances, ces systèmes peuvent fonctionner aujourd’hui à vitesse variable, ce qui permet d’ajuster finement la puissance et d’apporter une contribution de haut niveau à la stabilisation du réseau. Cette option pourrait être étudiée pour la Nouvelle-Calédonie où les configurations semblent favorables. On peut penser en effet que des STEP construites en bord de mer avec un relief important sur la côte permettraient de transférer l’eau de mer vers un bassin haut, ce qui éviterait la construction du bassin supérieur. Bien sûr, il faudrait assurer une étanchéité suffisante pour éviter des infiltrations d’eau de mer dans les sols, notamment dans le cadre d’une prise en compte des risques sismiques. De plus, les technologies seraient disponibles et les coûts acceptables.
  • Le stockage d’air comprimé en caverne (CAES, Compressed Air Energy Storage) représente une technologie déjà relativement mature avec plusieurs réalisations de grande puissance. La construction de systèmes CAES nécessite de disposer d’une géologie favorable avec de grandes cavités (anciennes mines de sel, par exemple). La définition du rendement est ici particulière car on brûle dans une chambre de combustion du gaz naturel pour réchauffer l’air, avant de le détendre dans la turbine. Les installations sont très peu nombreuses, notamment parce que les contraintes d’exploitation sont fortes (couplage à des usages de gaz naturel, sites favorables). Des systèmes plus perfectionnés (Advanced CAES) permettent d’améliorer le bilan énergétique, mais toujours en combinaison avec une turbine à gaz.
  • Les batteries à circulation d’électrolyte (redox flow batteries) permettent de contourner la limitation des accumulateurs électrochimiques classiques dans lesquels les réactions électrochimiques créent des composés solides qui sont stockés directement sur les électrodes où ils se sont formés. La masse qu’il est possible d’accumuler localement est forcément limitée, ce qui fixe un maximum à la capacité. Dans les batteries dites à circulation d’électrolyte, les composés chimiques responsables du stockage de l’énergie sont liquides et restent en solution dans l’électrolyte. Trois technologies sont en développement avec des électrolytes à base de ZnBr (Zinc-brome), de NaBr (Sodium-brome) et de VBr (Vanadium-brome). L’électrolyte est pompé vers des réservoirs externes dont le volume représente l’énergie stockée. Des systèmes de capacité élevée (qq 100 kWh à qq 10 MWh) sont en expérimentation.
  • Le stockage de chaleur haute température avec turbine, système à l’état de projet qui n’a pas encore fait l’objet de réalisation, mais qui mérite que l’on s’y attarde. Le principe : des réfractaires sont chauffés par des résistances lors du stockage ; pour récupérer l’énergie accumulée, l’air chaud est injecté dans une turbine à cycles combinés et l’on peut espérer des rendements de l’ordre de 60  %. La réalisation de ces réservoirs de chaleur n’est pas liée à des contraintes géologiques et les pertes d’autodécharge sont relativement faibles, surtout si le système est de grandes dimensions. Les coûts d’investissement sont parmi les plus bas, mais la faisabilité et les performances restent à démontrer.

119Parmi les systèmes de stockage à moyenne et petite échelle, on trouve :

  • les accumulateurs électrochimiques déjà évoqués plus haut. Aux technologies présentées, on peut ajouter celle au sodium soufre (NaS) qui trouve des applications au niveau des réseaux électriques. Elle fonctionne à haute température (environ 300 °C) avec des produits commerciaux fiables et quasi standardisés (ce qu’il faut signaler car c’est rare à ce niveau de puissance et d’énergie) de quelques MWh, pour des puissances de quelques MW (typiquement des modules de 1 MW – 10 MWh) ;
  • les supercondensateurs sont des condensateurs à très haute énergie volumique ou massique avec des capacités en puissance très élevées et une très grande tenue au cyclage. À la différence des dispositifs électrochimiques, l'énergie électrique est accumulée dans le champ électrique, il n'y a pas de réaction chimique ce qui accroît considérablement la cyclabilité. Le principe est voisin de celui du condensateur, mais l’isolant qui sépare les électrodes est remplacé par un électrolyte conducteur ionique dans lequel le déplacement des ions s'effectue le long d'une électrode conductrice à très grande surface spécifique ;
  • les inductances supraconductrices (SMES, Superconducting Magnetic Energy Storage) sont des bobines, sans circuit ferromagnétique, à conducteurs supraconducteurs fonctionnant à des températures cryogéniques, en général l’hélium liquide pour les technologies basse température, ou à l’azote liquide pour celles qui sont à « haute température ». La bobine se présente comme une source de courant continu ; celui-ci varie en fonction de l’état de charge et doit être converti pour être exploitable sous forme de tension continue ou alternative. Comme les supercondensateurs, les SMES sont bien adaptés aux faibles constantes de temps ;
  • les accumulateurs à volants d’inertie (FES, Flywheel Energy Storage) comprennent un volant d’inertie massif ou composite associé à un moteur-générateur et à des paliers spéciaux (souvent magnétiques), le tout dans une enceinte de confinement sous très basse pression afin de minimiser les pertes d’autodécharge. On peut ainsi atteindre des taux d’autodécharge de quelques  %/heure. Ils offrent une très grande capacité au cyclage, déterminée par un dimensionnement en fatigue. De façon simpliste, le volant est dimensionné en énergie et le moteur-générateur en puissance, énergie et puissance sont ainsi facilement découplables. On considère habituellement que les accumulateurs inertiels se rangent dans la catégorie des systèmes à faible constante de temps : c’est d’ailleurs dans ce domaine qu’ils ont trouvé leurs premières applications commerciales, mais ils peuvent également permettre de réaliser des systèmes plus lents et étendre leur champ d’application ;
  • les systèmes à air comprimé en bouteilles : un compresseur électrique permet de mettre de l’air sous haute pression dans des bouteilles. La compression s’accompagne de pertes et le rendement électrique est souvent médiocre. Mais des technologies plus performantes exploitant un fluide d’interface permettent d’obtenir des rendements très améliorés. L’air est comprimé de façon sensiblement adiabatique par le fluide, lui-même compressé par un compresseur/moteur hydraulique réversible associé à une machine électrique. L’ensemble est plus lourd et plus encombrant que la solution purement à air comprimé des applications embarquées et, pour cette raison, il est destiné aux applications stationnaires. Il n’existe pas encore de produits commerciaux, mais des développements sont en cours ;
  • les systèmes électrolyseur-hydrogène-pile à combustible (ou à PAC réversible) utilisent l’hydrogène comme combustible intermédiaire stocké sous faible pression et transformable à partir de l’électricité et d’eau pure. Leur rendement global sur cycle de charge/décharge est faible et leur durée de vie est insuffisante dans le contexte des applications couplées au réseau électrique. En outre, les coûts d’investissements et de fonctionnement de la chaîne électrolyse-stockage-pile à combustible à prévoir sont très importants. Mais ces sujets faisant l'objet de nombreux travaux de recherche dans le monde, on peut imaginer une amélioration de ce rendement et une baisse des coûts des différents systèmes, mais on imagine mal aujourd'hui un débouché direct d'une telle filière. En revanche, la production d’hydrogène seule à partir de surplus de production d’électricité pourrait être avantageuse en présence de réseaux d’hydrogène : elle permettrait de les valoriser par une utilisation directe. Enfin, il faut noter que le rendement et la durée de vie des électrolyseurs sont affectés en cas de fluctuations de l’alimentation électrique, ce qui est le cas avec les ressources intermittentes photovoltaïques et éoliennes.

120En conclusion, le stockage d’électricité dispose d’un large panel de solutions adaptées à une grande diversité de situations, mais leur coût est souvent un obstacle. Le renforcement des contraintes environnementales va accélérer la pénétration de cet élément des chaînes de conversion électrique. Pour bien optimiser son dimensionnement, son insertion dans les systèmes ainsi que sa gestion, il est indispensable de raisonner en cycle de vie, tant du point de vue économique qu’environnemental, ce qui nécessite, entre autres, une prise en compte des durées de vie, notamment en cyclage, et des coûts de fonctionnement (pertes énergétiques en particulier).

Le stockage de l’hydrogène

121Pour les applications stationnaires, on procède généralement à un stockage gazeux sous basse pression dans des réservoirs cylindriques en acier. En Europe, ces réservoirs stockent typiquement sous 50 bars 115 à 400 kg d’hydrogène dans un volume compris entre 100 et 350 m3.

122Pour les applications embarquées où l’on recherche une énergie massique élevée, l’hydrogène possède intrinsèquement un pouvoir calorifique élevé (34 kWh/kg, soit environ 3 fois plus que les hydrocarbures liquides) à première vue très attractif. Mais son stockage soulève des difficultés très importantes et constitue l’un des points durs de la filière hydrogène dans le domaine des transports. Dans des réservoirs à haute pression, par exemple à 700 bars, la masse du réservoir est environ 20 fois supérieure à celle de l’hydrogène contenu, ce qui fait chuter sévèrement l’énergie massique de l’ensemble réservoir/combustible (soit 1,6 kWh/kg) et cela sans comptabiliser la dépense énergétique de compression qui pénalise encore plus les performances.

123Si l’hydrogène est stocké sous forme de liquide cryogénique (-253 °C et 5 à 10 bars), les performances massiques sont similaires et la dépense énergétique de liquéfaction est encore supérieure. Cette fois, c’est l’isolation thermique qui est associée à une fuite continue dont on estime qu’une déperdition d’un pour mille par heure peut être acceptable (cela donne une perte d’environ 18  % en une semaine). Enfin, le stockage dans des hydrures métalliques, théoriquement plus performant du point de vue du volume et de la sécurité, est encore au stade de la recherche avec des performances massiques inférieures ou égales aux précédentes.

Le stockage de froid

124Le stockage de froid permet d’accumuler de l’énergie frigorifique pendant les périodes économiquement favorables et de la décharger pendant les périodes où les besoins de froid sont plus importants et plus chers à produire. Outre le gain économique, le stockage de froid permet de réduire la puissance des groupes froids ainsi que les impacts environnementaux des installations. Les applications potentielles concernent la climatisation et le froid dans le tertiaire et les process industriels nécessitant du froid (entrepôts frigorifiques, cuisines centrales, abattoirs).

Les technologies de stockage

125Deux techniques existent pour répondre aux différents besoins de stockage :

  • Le stockage dynamique est caractérisé par le fait que l’eau utilisée par le stockage est mise directement en circulation vers les utilisateurs. Cette technique est commercialisée selon trois procédés : la glace sur tubes à fontes externes, la glace moissonnée ou la boue de glace.
  • Dans le stockage statique, l’eau ou le matériau de stockage reste à l’intérieur de la cuve. Ce système s’est imposé dans le domaine de la climatisation avec de nombreux procédés (glace sur tubes à fonte interne, glace ou eutectique encapsulée).

Le potentiel d’application à la Nouvelle-Calédonie

126Plusieurs stratégies de stockage peuvent être envisagées selon le signal tarifaire (en Nouvelle-Calédonie, il y a lieu de différencier la saison chaude et la saison fraîche), pour effacer ou limiter l’appel de puissance aux heures les plus chargées du réseau électrique.

L’offre commerciale existante

127Pour les grands immeubles neufs, les constructeurs proposent une installation ad hoc dimensionnée et construite spécifiquement. Les offres récentes du type package, destinées aux bâtiments tertiaires de tailles petite et moyenne, permettent d’étendre progressivement le stockage de froid latent réservé jusqu’à peu aux gros projets (>100 kW), grâce au mini stockage de froid commercialisé d’abord au Japon puis, aujourd’hui, partout dans le monde. Cette orientation est particulièrement intéressante dans la perspective d’un développement de la filière en Nouvelle-Calédonie dont le marché potentiel est constitué de bâtiments petits et moyens. Cependant, il est indispensable que, localement, les bureaux d’études, les installateurs et les exploitants maîtrisent les techniques de stockage de froid par des actions de formations, d’accompagnement et de suivi.

Comparatif des technologies du point de vue de leur maturité

128On trouvera, dans la partie « Quel cadre pour une politique de l’énergie et du climat au service du développement de la N.-C. ? » de la synthèse, la figure 14 (p. 340) reprenant les principales technologies évoquées ici avec une indication de leur niveau de maturité technologique qui permet de les placer sur une échelle de 1 à 4, depuis le niveau de la R&D ou des toutes premières opérations de démonstration (1), en passant par les premières applications commerciales sur des marchés niches (2), jusqu'au stade où la technologie devient plus compétitive et se diffuse rapidement (3) avant de se stabiliser et de perdre progressivement des parts de marché (4).

La gestion des réseaux électriques avec intégration d’une production intermittente

129L’accroissement potentiel de la production d’électricité d’origine éolienne pose des problèmes de stabilité des réseaux classiques dont le bon fonctionnement est fondé sur l’équilibre instantané production/consommation, équilibre lui-même largement dépendant d’une bonne planification des moyens de production hiérarchisée selon des critères de coûts. On estime généralement qu’un taux de pénétration en puissance inférieur à 20  % n’introduit pas de perturbations majeures pour le réseau, mais ces chiffres concernent généralement des réseaux continentaux interconnectés où les problèmes de stabilité sont moindres.

130Dans ces conditions, en l’absence de moyens de stockage comme c’est le cas en Nouvelle-Calédonie, et pour un taux de pénétration de l’ordre de 10  %, la production intermittente d’électricité peut être traitée comme de la consommation négative. De même que les profils de consommation font l’objet de prévisions liées aux activités humaines et à la météo, les profils de production intermittente doivent faire l’objet de prévisions fiables. Il faut cependant noter une tendance à accroître fortement les taux de pénétration comme le montre l’arrêté du 23 avril 2008 « relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de distribution d’électricité en basse tension ou en moyenne tension d’une installation de production d’énergie électrique ». Pour les réseaux faibles des zones insulaires (article 22), il est mentionné un taux maximal de 30  % au-delà duquel le responsable de l'équilibre production consommation est en droit de déconnecter des générateurs éoliens ou photovoltaïques. Actuellement, il est sérieusement envisagé de dépasser les 30  % en ajoutant des dispositifs de stockage.

131Si l’on considère les moyens actuels (les deux tranches de Prony incluses), la puissance crête de production du réseau néo-calédonien est d’environ 470 MW (incluant la production hydraulique et éolienne) et la puissance éolienne installée (ou en voie de l’être avec la ferme de Touango) est d’environ 36 MW. La puissance photovoltaïque étant encore négligeable, on peut considérer que la puissance des systèmes de production intermittente représente déjà plus de 7  % de la puissance planifiable.

132En améliorant la qualité de la planification, en favorisant une meilleure communication entre les opérateurs, et en agissant autant que possible sur le réglage des moyens de production actuels, il est sans doute techniquement possible d’atteindre un taux de pénétration de l’ordre de 25 à 30  %. Un équilibre des puissances éoliennes et photovoltaïques installées permettrait probablement un meilleur foisonnement de la production intermittente, mais cela reste à démontrer. Des études pourraient être menées en ce sens sur la base des données de productivité mesurées au minimum sur un an et sur différents sites géographiques.

133Ensuite, des actions incitatives pour agir sur les profils de consommation, en incluant par exemple la possibilité de délester (moyennant des contrats spéciaux) durant les pointes, permettraient de pousser encore plus loin le taux de pénétration.

134Enfin, l’implantation de moyens de stockage offrirait une beaucoup plus grande souplesse dans la gestion du réseau. Un taux de pénétration atteignant 100  % en puissance est sans doute possible si l’on dispose de moyens de stockage appropriés. Le stockage hydraulique gravitaire constitue alors probablement la technologie la mieux adaptée aux spécificités de la Grande Terre ; en outre, c’est la technologie de loin la plus utilisée dans le monde. Pour obtenir des stockages à action plus rapide à très rapide, on peut envisager d’autres technologies de stockage (sodium soufre, par exemple) comme l’a prévu actuellement l’île de la Réunion.

135En ce qui concerne les petites îles, des microréseaux de type photovoltaïques hybrides (avec groupe électrogène et stockage électrochimiques) constituent sans doute les meilleures solutions technico-économiques. Le coût de production de ces petits systèmes est évidemment plus élevé que celui de la Grande Terre, mais le coût d’un raccordement sous-marin ne s’amortirait sans doute pas et serait source de risques accrus de défaillances. De tels systèmes hybrides peuvent être dimensionnés pour une très faible consommation de carburant des groupes électrogènes qui ne sont utilisés qu’en situation exceptionnelle (ensoleillement anormalement faible durant une durée imprévue ou surconsommation imprévue ou défaillance), sauf si des biocarburants locaux sont suffisamment abondants.

Notes

1 Nm3 = normaux mètre cube, soit le volume occupé par le gaz dans les « conditions normales de température et de pression ».

2 http://www.solarsystems.com.au/

3 Avec l’appui de Franck Carre (CEA/DEN/DDIN), de la direction du développement et de l'innovation nucléaires.

4 Ce paragraphe répond à une sollicitation particulière de la Dimenc et son contenu a été rédigé avec l’appui scientifique du professeur Jean-François Fauvarque, titulaire de la chaire d’électrochimie du Cnam.

© IRD Éditions, 2010

Conditions d’utilisation : http://www.openedition.org/6540