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Plein Soleil est un magazine internet de TECSOL, bureau d'études indépendant spécialisé en énergie solaire. Son animateur est André Joffre (photo).

Le méthane, solution à l'intermittence des renouvelables?


mardi 02 avril 2013

Corinne Lepage et un professeur américain ont présente VGV (Volt Gaz Volt), une solution de méthanisation qui pourra permettre de stocker l'électricité des éoliennes et des parcs solaires.


Voir l'article intégral sur Plein soleil magazine

Corinne 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, viennent de présenter le Projet Volt Gaz Volt (VGV), qui est pour eux « 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.

(Ndlr - Ce procédé industriel produit du « méthane de synthèse » à partir d'hydrogène et de CO2. L'hydrogène est issu de l''électrolyse de l'eau réalisée grâce aux excédents d'électricité éolienne ou photovoltaïque, et le CO2 est capturé à la sortie des cheminées ou d'une unité de biogaz. Cette troisième voie de production de méthane permet en quelque sorte de « transformer » de l'électricité en une molécule que l'on peut ensuite facilement stocker dans un réservoir  ou injecter dans le réseau de gaz si l'on en a pas d'usage immédiat - cf article Négawatt)

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. (...)

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.

Les entreprises allemandes potentiellement partenaires de la France

Le projet est assez avancé en Allemagne : 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.(...)

Ce  projet pilote doit évidemment déboucher un développement 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. Mais l'objectif est de faire tomber le coût à environ 8 centimes d'euro par kWh en 2018.

 Or, aujourd'hui, 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.


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3 commentaire(s)
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Commentaire par Livet
jeudi 11 avril 2013 17:51
J'ai essayé de calculer le rendement du processus de transformation de l'électricité en méthane. Dans ce processus, le méthane contient à peu près 38MJoules/m3 d'énergie, pour au départ 45MJ de hydrogène. Cela donne un rendement théorique de plus de 80%. Mais dans la pratique, le rendement de la réaction: C02+4H2>CH4+2H2O est inférieur à 60%. Comme en outre le rendement de l'électrolyse de l'eau est très rarement supérieur à 70%, cela veut dire que le rendement global de la transformation électricité méthane est de 40%. Le reste est perdu sous forme de chaleur. En outre, l'énergie contenue dan sle méthane est une énergie dégradée par rapport à l'électricité: si on veut ré-obtenir de l'électricité, on a encore un rendement de moins de 60%. Résultat, le cycle si on veut ré-obtenir notre électricité est inférieur à 30%! Tout comme d'ailleurs avec l'hydrogène. Qui accepterait de telles pertes? L'argument que les renouvelables intermittents sont gratuits quand on ne sait qu'en faire me paraît bien spécieux quand on voit combien ils sont coûteux en investissements. Si on compte que le prix MOYEN de production des renouvelables s'étale de 90?/MWh (éolien "onshore") à plus de 200 (éolien offshore, photovoltaique dans le Nord de la France, solaire à concentration), comment accepter d'en perdre les 3/4 pour en stocker un peu? Cela laisse plutôt penser que le problème est insoluble à un prix raisonnable.
[2]
Commentaire par 430 Milliards par réacteur
vendredi 12 avril 2013 10:36
Il suffit de regarder les courbes 2012 de production combinées éolien/solaire en Allemagne pour voir que ces énergies sont très complémentaires : moins de soleil l hiver, mais plus de vent. Donc, le besoin d adaptation à la demande est limité au stockage de qq jours de consommation, et encore moins si on développe des politiques efficaces d effacement + interconnexions réseau (comme le câble vers la Norvège). En effet le rendement actuel de la production de gaz de synthèse n est pas optimal (et c est pourquoi l auteur cite 25 c/kWh), mais, comme toutes les industries en développement, on peut s attendre à une nette progression des rendements (d où la perspective de diviser par 3 ce coût) et l énorme avantage du stockage des surplus énergétiques sous forme de CH4, c est qu il peut être stocké longtemps et utilisé très facilement dans le parc automobile, qui deviendrait « vert » sans aucune révolution technique. Il vaudra mieux privilégier les STEP pour fournir l appoint électrique et consommer directement le gaz pour le chauffage et les transports et ainsi éviter une partie des pertes de conversion. Ci-joint un document très complet sur la production électrique allemande 2012, qui démontre au passage la baisse des énergies fossiles (donc du CO2) malgré la fermeture des centrales nucléaires contrairement à ce que tout le monde dit http://www.ise.fraunhofer.de/en/downloads-englisch/pdf-files-englisch/news/electricity-production-from-solar-and-wind-in-germany-in-2012.pdf
[3]
Commentaire par Hervé
dimanche 14 avril 2013 00:25
Mouaii, avant de se lancer dans ce style de projet à l'issue pas trés certaine, on ferait peut être mieux de favoriser les installations Bi energie (ajouter des résistances elec dans les chaudières) qui crameraient les impulsions de production ENR en remplacement du gaz... ça coûterait beaucoup moins cher et aurait le mérite d'avoir un rendement de "conversion" proche de 100%.
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