Centrale-Énergies

Les réseaux de chaleur sur datacenters

Claude Poirson (ECN 71) — 2016-06-01T15:59:00Z

Des projets de récupération de la chaleur des datacenters via un réseau de chaleur ont déjà vu le jour en France comme à l'étranger. Le nombre de datacenters augmente d'année en année et le potentiel de chaleur fatale également. Lors des assises des énergies renouvelables en milieu urbain, les datacenters ont été présentés comme une source sérieuse de chaleur pour les franciliens. Une cartographie représentant les datacenters et les réseaux de chaleur en Ile-de-France a été réalisée par la DRIEE (Direction Régionale et Interdépartementale de l'Environnement et de l'Energie Ile de France).

Des obstacles dans le développement de cette ressource existent pourtant. Certains gestionnaires de datacenters peuvent être réticents à l'idée de ne plus contrôler parfaitement la thermique de leur centre. Des problèmes d'adéquation de la température des datacenters et de celles de la plupart des réseaux de chaleur actuels sont également souvent évoqués.
Les datacenters représentent bel et bien une source de chaleur non négligeable mais l'exploitation de cette ressource demande peut être encore quelques ajustements techniques et juridiques.

Néanmoins quelques réalisations sont en cours, tels les exemples ci-après.

Exemple 1 à la Courneuve

Interxion, géant du stockage de données, prévoit la construction d'un nouveau datacenter à La Courneuve sur l'ancien site d'Eurocopter. Cette ferme de données sera la plus grande de France avec 20 000 m². Ce bâtiment nécessite une capacité électrique de 100 MW, soit l'équivalent d'une ville d'environ 80 000 habitants.

Pour autant l'entreprise n'entend pas négliger l'environnement malgré son activité énergivore. Elle a signé un partenariat avec EDF en s'engageant à ce que 90% de l'énergie consommée provienne des énergies renouvelables. Interxion va même plus loin puisque sur le site de La Courneuve sera intégré un système de recyclage de la chaleur afin d'alimenter le réseau de chaleur de la ville. Un échangeur thermodynamique permettra de remonter la température de 25 à 60 degrés.

Exemple 2 à Val d'Europe

Le nouveau quartier du Val-d'Europe construit par le groupe Euro Disney en partenariat avec les pouvoirs publics à Marne-la-Vallée exploite la chaleur émise par un datacenter pour chauffer les bâtiments de son parc d'entreprises. La chaleur est collectée et distribuée par le biais d'un réseau de chaleur, pour une puissance de 2,4 MW à fin 2013 et de 7,8 MW en 2015. Le réseau couvre ainsi les besoins de chauffage et d'eau chaude de plusieurs centaines de clients, représentant une surface totale de 600 000 m². A terme, cette énergie de récupération fournira 26 GWh pour chauffer 600 000 m² de locaux sans émission de CO2 : à Paris Val d'Europe, elle permettra d'économiser annuellement le rejet de 5 400 tonnes de CO2.

En concertation avec le Syndicat d'agglomération nouvelle du Val d'Europe, Dalkia a ainsi construit ce nouveau réseau de chaleur qui est alimenté par une énergie de récupération provenant de ce datacenter. Une première en France. En effet, ces centres de données, constitués d'équipements informatiques puissants, sont de très gros consommateurs d'énergie, notamment pour être en permanence rafraîchis par des groupes de production de froid. Un datacenter de 10 000 m² consommerait ainsi autant en électricité qu'une ville moyenne de 50 000 habitants. En outre, la consommation électrique de ces centres représente un coût important en termes financiers mais également un impact considérable sur l'environnement. « Dalkia a donc eu l'idée de récupérer les volumes d'air chaud générés par les groupes de production de froid et de les valoriser au bénéfice du réseau de chaleur », explique Jean-Philippe Buisson, directeur Dalkia Ile de France. Habituellement perdue, la chaleur dégagée par les groupes froids et évacuée sous forme d'un air chaud est récupérée par des échangeurs thermiques. En sortie d'échangeurs, une eau à 55 °C chemine dans les canalisations du réseau du parc d'activités et assure la production de chauffage et d'eau chaude.

Par ailleurs, une chaufferie gaz de 5 MW a été prévue pour assurer l'alimentation du réseau en secours.

La réalisation de ce projet a un coût important évalué à plus de 4 millions d'euros. L'établissement bancaire, propriétaire du datacenter et du bâtiment de 10 000 m2, a pris en charge 10% de l'investissement, le reste étant à la charge du gestionnaire du réseau, Dalkia. En outre, la filiale de Veolia Environnement et d'EDF a entrepris des démarches pour obtenir une subvention du Fonds chaleur de l'Ademe et a ainsi obtenu une aide de 1 million d'euros.

Pour amortir ces investissements et réduire les frais de maintenance, la société bancaire a signé un contrat de 25 ans avec Dalkia qui rachète à bas prix la chaleur récupérée issue des groupes froids. Les abonnés, quant à eux, bénéficient d'une tarification selon la puissance souscrite d'environ 8 centimes d'euros par kWh. « Ce tarif est moins cher que l'individuel électrique et légèrement supérieur au chauffage au fioul. Mais, le prix de cette énergie renouvelable restera très stable alors que celui des énergies fossiles risque encore de progresser ces prochaines décennies », souligne Jean-Philippe Buisson.

Avec l'augmentation du nombre de datacenters - 99 actuellement en France - et grâce à ce projet, Dalkia espère convaincre d'autres propriétaires de centres informatiques de la pertinence de ce système. Plusieurs contacts ont déjà été pris, mais aucun nouveau projet de récupération d'énergie issue de datacenters n'a encore été annoncé.

Petites chaudières numériques

Même si l'informatique peut être certainement beaucoup plus éco-responsable, elle constituera une part toujours croissante des bilans énergétiques. Alors, pourquoi ne pas, tout simplement, acter cet état de fait et utiliser la chaleur dégagée par les serveurs pour, par exemple, chauffer bureaux ou logements. Chez certains utilisateurs, la chaleur produite par les serveurs est récupérée et utilisée pour chauffer les bureaux. Mais l'on peut également envisager d'implanter un datacenter près d'un bureau, d'un logement collectif ou même d'un écoquartier, et ainsi récupérer la chaleur produite. Exactement comme l'on cherche de plus à plus à relier les usines et centres d'incinération, producteurs de chaleur fatale, à des quartiers de bureaux ou de logements, consomma-teurs de chaleur.

La société française Stimergy compte même en faire un modèle d'affaires. Son projet : développer des petites chaudières numériques, constituées d'une vingtaine de serveurs, et logées, tout simplement, dans les caves d'immeuble, les chaufferies d'hôtels ou de bâtiments publics. La chaleur fatale dégagée est récupérée pour produire une partie de l'eau chaude des habitants. Une première chaudière numérique a ainsi été installée à l'université de Lyon 3.

Stimergy se rémunère en louant la capacité de ses serveurs à des entreprises utilisatrices, qui disposent ainsi d'un cloud assez original. Mais s'il est situé dans un endroit a priori peu banal –et peu avenant–, ce « centre de données » est, bien entendu, fortement sécurisé.

Conclusion

La récupération des énergies fatales constitue un axe de développement intéressant pour utiliser au mieux l'énergie consommée. Exactement comme l'on cherche de plus en plus à relier les usines et centres d'incinération, producteurs de chaleur fatale, à des quartiers de bureaux ou de logements, consommateurs de chaleur, la récupération de chaleur des datacenters est appelée à se développer.

Sources :

– Assises des EnR en milieu urbain
– Article du moniteur du 8/10/2013 : les Parisiens se chaufferont-ils aux disques durs ?
– Sur le même sujet : Helsinki – 4500 logements chauffés par un datacenter
– Voir aussi : Les nouvelles sources d'énergie pour les réseaux de chaleur
– Réalisations et exemples
– Datacenters et chauffage

Retrouvez également cet article dans le Flash n°50.

RTE et le marché français et européen de l'électricité

Claude Poirson (ECN 71) — 2012-08-01T11:30:00Z

D'après la conférence du 19/01/2012 par Emanuele Colombo (RTE).

RTE (Réseau de Transport d'Electricité) est une société anonyme filiale à 100% d'EDF. Elle gère le réseau français d'électricité de la métropole ; pour cela elle exploite, entretient et développe le réseau à haute et moyenne tension (63 kV à 400 kV). Elle est issue de l'ancien service du transport d'EDF. Etant ici rappelé que, en France, la distribution en basse tension est effectuée par ERDF et d'autres régies et que ce réseau de distribution est la propriété des collectivités locales.

RTE a une mission de service public qui est de garantir un accès équitable au réseau à tous les acteurs du marché de l'électricité. Ses missions sont multiples :

Assurer à tout instant l'équilibre entre production et consommation sur le territoire français ;
Assurer la sûreté d'exploitation du système électrique ;
Garantir une bonne qualité de l'électricité en terme de fréquence, de tension et de continuité de service ;
Développer et sécuriser le réseau en suivant la demande et son évolution tout en tenant compte de son impact environnemental ;
Contribuer à la création du marché de l'électricité français et européen.

Le marché européen de l'électricité

Les enjeux du marché européen de l'électricité sont multiples :

Enjeu économique : être compétitif ;
Enjeu politique : assurer le mix énergétique, ga-rantir la sécurité d'approvisionnement, participer à la fixation des tarifs ;
Enjeu climatique : participer à la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Le marché européen de l'électricité représente, par an, 450 millions d'abonnés, 3 500 TWh consommés, 250 milliards d'euros, et 35 % des émissions de gaz à effet de serre de l'Europe.

Ce vaste marché où chaque pays a développé son propre mix énergétique est constitué de parcs de production complémentaires où la part de chaque type de production (nucléaire, hydraulique, gaz, charbon, éolien, etc…) est très différente d'un pays à l'autre.

De plus les modes de consommation varient beaucoup d'un pays à l'autre tant en terme de variations journalières qu'annuelles. D'où l'intérêt de rechercher un optimum au niveau européen et donc de la création d'un marché européen de l'électricité à travers les initiatives régionales qui constituent une étape intermédiaire dans la création d'un marché interne de l'électricité, de façon à fluidifier les échanges entre pays et de mettre en place des harmonisations locales avant une diffusion plus large. Les initiatives locales sont regroupées en sept zones centrées autour de la France et de l'Allemagne. La France quant à elle est concernée par quatre initiatives régionales (IFE, CWE, CSE et SWE ; voir carte ci-dessus à droite).

Le marché français

Le marché français de l'électricité s'est ouvert progressivement à la concurrence. On est passé d'une situation de monopole avant 2000 à l'ouverture totale au 1er juillet 2007 et à la promulgation de la loi NOME le 8 décembre 2010. Cette mise en place s'effectue dans le cadre d'un contexte décisionnel et institutionnel complexe à la fois dans le cadre européen constitué par les directives européennes, les orientations de l'ACER (agence de coopération des régulateurs de l'énergie) et les initiatives de l'ENTSOE (European Network of Transmission System Operators for Electricity) et dans le cadre français avec les transpositions des directives en droit français, les orientations et délibérations de la CRE et les règles de marché proposées par RTE. RTE du fait de sa position dans le paysage électrique français n'intervient que sur le marché de gros de l'électricité. Ce marché français est fortement concentré (voir diagramme ci-après, chiffres 2010).

Nota : le TaRTAM (tarif réglementé transitoire d'ajustement au marché) est supprimé depuis le 1/07/2011

Le marché de gros

Sur ce marché de gros 80 % des transactions sont effectuées hors bourse sur des contrats de gré à gré entre les opérateurs pour environ 520 TWh, les 20 % de transactions effectuées en bourse représentent 130 TWh. Ce qui conduit au bilan résumé sur le schéma suivant.

L'import et l'export ne peuvent être effectués qu'à travers l'interconnexion des réseaux. Cette interconnexion a deux objectifs : d'une part assurer la sûreté du système et d'autre part faciliter les échanges commerciaux et dans ce cas assurer au meilleur prix pour chaque partie la couverture des besoins.

En effet dans un marché concurrentiel doté d'une capacité suffisante le prix est fonction du coût variable de production du producteur marginal ; les coûts du combustible constituent la majeure partie du coût variable à court terme et donc correspondent au coût marginal. Les productions peuvent alors être classées en fonction de leur coût marginal et on utilise les différentes capacités de production en fonction de ce coût marginal et ce du moins cher au plus cher. Le classement des productions par coût marginal et leur utilisation correspondent au diagramme suivant où l'utilisation des capacités dépend des différentes variables mentionnées sur le graphe.

Les bourses

Les objectifs d'une bourse de l'électricité sont multiples :

Permettre aux acteurs (vendeurs et acheteurs) de mettre en commun tous les besoins et toutes les ressources c'est-à-dire créer du volume ;
Permettre des échanges sécurisés entre acteurs ;
Créer une référence de prix transparente et incontestable ;
Contribuer à la construction d'un marché unifié de l'énergie en Europe.

Les différentes bourses d'électricité européennes sont les suivantes :

EPEX Spot : France, Allemagne, Suisse, Autriche ;
NORDPOOL : Finlande, Norvège, Suède, Danemark (et UK) ;
APX : Pays-Bas (et UK) ;
BELPEX : Belgique ;
OMEL : Espagne, Portugal ;
GME : Italie.

Les besoins sont découpés en 24 tranches horaires négociées séparément et fixées chaque matin pour le lendemain. Le croisement de la courbe d'offre et de la courbe de demande détermine à la fois le volume traité et le prix de règlement.

Les mécanismes de marché

RTE opère les mécanismes de marché permettant le fonctionnement du marché tout en garantissant la sûreté du système. Les règles de ces mécanismes sont établies par le CRE. Les différents mécanismes sont : le dispositif de Responsable d'Equilibre qui est un système incitatif conduisant les acteurs à équilibrer leurs soutirages et leurs injections sous forme d'un contrat entre RTE et le Responsable d'Equilibre ; le mécanisme d'ajustement qui permet la compensation en temps réel des déséquilibres entre injection et soutirage par l'intermédiaire d'offres d'ajustement proposées par les acteurs (production, consommation ou échange aux frontières) ; l'accès non discriminatoire des acteurs du marché aux interconnexions et l'allocation des capacités sur la base du marché à travers des enchères et des couplages de marché.

Chaque acteur qui veut intervenir sur le marché français désigne un Responsable d'Equilibre ; lequel définit avec RTE et les GRD (Gestionnaires de Réseau de Distribution) les transactions pour lesquelles il doit équilibrer injections et soutirages. En cas de déséquilibre le Responsable d'Equilibre prend à sa charge les charges financières liées à la compensation de celui-ci par RTE.

L'articulation des mécanismes a pour but de permettre à RTE de se procurer les réserves de puissance nécessaires à l'équilibrage global entre production et consommation et à la sûreté du système électrique et de renvoyer aux acteurs du marché la responsabilité financière des déséquilibres en temps réel entre leurs injections et leurs soutirages d'électricité.

Retrouvez également cet article dans le Flash n°30.

Gaz de Schiste : Après la Fracturation Hydraulique...

Claude Poirson (ECN 71) — 2011-11-01T08:29:00Z

La France est le premier état au monde à interdire l'exploitation de ces hydrocarbures.

A moins de mettre au point une autre technologie, plus respectueuse de l'environnement, les industriels sont pour l'instant dans l'impasse.

Avec des gisements estimés à plus de 5 000 milliards de mètres cubes en Pologne et en France, le gaz de schiste permettrait de doubler les quantités de gaz extractibles en Europe, et représente donc un grand potentiel énergétique.

Un gaz non conventionnel

Le gaz de schiste est un gaz dit "non conventionnel" : il réside dans des roches mères argileuses, laminées, où il a été formé et d'où il ne peut migrer. Au contraire le gaz dit "conventionnel" se trouve dans des roches poreuses dans lesquelles il a migré et s'est accumulé dans des sortes de "poches". Dans les deux cas, il s'agit de méthane. Le gaz en lui-même n'est pas à l'origine de ces contraintes techniques mais la roche, peu perméable, qui le contient. Pour l'extraire, on injecte sous haute pression - plus de 100 bars - un fluide dit de "fracturation". Il est composé d'eau (90%), de sable (9,5 %) et d'additifs chimiques (0,5 %). Les grains de sable maintiennent les fissures ouvertes de manière à perpétuer l'écoulement des hydrocarbures vers la surface. Un problème majeur concerne les additifs, dont certains sont réputés agressifs et polluants pour l'environnement. Leur intérêt est d'éviter la formation de bactéries et de favoriser le transport du sable dans les fissures. Sans eux, pas de fracturation et donc pas de gaz de schiste.

La composition de ces additifs dépend des caractéristiques du réservoir et des conditions du puits. Le cocktail chimique, injecté par exemple dans les puits aux Etats-Unis, comprend 2 500 produits incluant 750 substances chimiques, parmi les-quelles 29 connues pour être cancérigènes ; un rapport rédigé par la Commission de l'énergie et du commerce de la Chambre des représentants américaine dresse la liste des composés utilisés entre 2005 et 2009 : méthanol, naphtalène, xylène, benzène, toluène, etc. Des produits hautement dangereux, et notamment cancérigènes.

Les risques associés à ce type d'exploitation

En France, l'industrie d'extraction des hydrocarbures date de plus d'un demi-siècle. La fracturation hydraulique est aussi employée en géothermie et pour la production de gaz conventionnel, notamment en offshore. Il existe près de deux millions de puits avec fracturation dans le monde à l'heure actuelle, surtout dédiés aux gaz conventionnels. Pour les gaz de schiste, la couche visée est située entre 1 500 et 2 000 mètres. Celle-ci peut libérer des radionucléides et des métaux lourds. Ces éléments toxiques sont présents naturellement dans la couche argileuse contenant les gaz de schiste. Les fluides utilisés lors de la fracturation hydraulique réagissent avec les argiles qui dégagent alors ces éléments. Ces derniers peuvent de ce fait remonter vers la surface ou migrer vers les nappes phréatiques.

Autre risque de pollution, qui ne concerne d'ailleurs pas que l'exploitation des gaz de schiste : la possible contamination des aquifères, via le tube de forage. En surface, sur certains sites, des émanations de méthane ont été décelées au niveau des bassins de retraitement de l'eau polluée, contribuant ainsi à l'effet de serre...

Le gaz de schiste dans le monde et en Europe

Dans le monde, les ressources en gaz de schiste seraient du même ordre de grandeur que celles de gaz conventionnel, et ces ressources seraient mieux réparties. Les chiffres qui figurent partout sont difficiles à vérifier. Les ressources seraient de l'ordre de 500.1012 m3 (500 mille milliards de mètres cubes). La carte page suivante montre une estimation de la répartition de ces réserves basées sur les zones où il existe des exploitations en place ou des indices forts de la présence de ces gaz et le tableau montre les volumes estimés par région.

Quant à l'Europe le tableau figurant page suivante donne les ressources estimées en comparaison avec les ressources en gaz conventionnel ; soit 4 202 milliards de m3 en gaz conventionnel et 16 470 milliards de m3
récupérables en gaz de schiste (ces valeurs sont approximatives, puisque les recherches nécessaires à leur évaluation n'ont pas toujours été effectuées et que le facteur de récupération dépendant de la minéralogie, de la complexité géologique du sous sol et des conditions d'exploitation peut varier entre 20% et 30%)

Illustration Flash 26 Article 1

Cartographie des réserves avérées de gaz de schiste, non daté.

En rouge, les réserves avérées de gaz de schiste, en jaune, les réserves supposées, en blanc les zones où il pourrait y en avoir et en gris les zones où il n'y a pas d'information. © EIA

Zone géographique	Réserves estimées en 10^12 m^3
Amérique du Nord	115
Amérique du Sud	95
Afrique du Nord et Moyen Orient	75
Afrique Sub-Saharienne	10
Europe de l'Ouest	15
Europe de l'Est	2
Ex Urss	19
Asie Centrale et Chine	105
Pacifique	75

D'après un document de P Thomas laboratoire de géologie de Lyon/ENS Lyon

Pays	Production de gaz conventionnel 2009 en milliards de m^3 (1)	Réserves prouvées de gaz conventionnel en milliards de m^3 (1)	Ressources de gaz de schiste en place en milliards de m^3 (2)	Gaz de schiste techniquement récupérable en milliards de m^3 (2)	Facteur de récupération escompté (2)
France	0.85	5.7	20 376	5 094	25.0%
Allemagne	15.6	92.4	934	226	24.2%
Pays Bas	73.3	1 390	1 868	481	25.7%
Norvège	103.5	2 215	9 424	2 349	24.9%
Royaume Uni	59.6	256	2 745	566	20.6%
Danemark	8.4	79	2 604	651	25.0%
Suède	0	0	4 641	1 160	25.0%
Pologne	4.1	164	22 414	5 292	23.6%
Lituanie	0.85	0	481	113	23.5%
Total EU 27 + Norvège	266	4 202	65 487	16 470	25% env.

Production et réserves de gaz conventionnel comparées aux ressources en gaz de schiste en Europe

Sources (2) US-EIA (2011), (1) BP (2010)

La situation

Fin 2010, dans le Sud-est de la France, les gaz de schiste ont suscité une contestation sans précédent. Dans la région, réputée riche en gisements, les manifestations se sont multipliées, les habitants refusant de voir à terme des dizaines de puits d'exploitation pousser dans le paysage.

Et surtout, ils s'opposent au principe de fracturation hydraulique employé pour extraire le gaz. Jugé très polluant, ce procédé requiert de grandes quantités d'eau pour fissurer la roche. Chaque gisement peut comprendre plusieurs dizaines de puits. La durée de l'exploitation de ces puits est très courte : souvent, elle ne dépasse pas quelques mois. Pour l'exploitation de chaque puits, on injecte entre 10 000 et 20 000 m3 d'eau chargés de substances chimiques. Une part variable de cette eau remonte à la surface par le tube de forage et est retraitée dans les bassins de décantation pour être réinjectée ensuite. L'autre part reste coincée dans la roche... Un puits est “fracturé” au maximum une quinzaine de fois...

Interdit en France

A peine six mois plus tard, la France devient le premier Etat au monde à interdire cette technique. Le gouvernement est même allé plus loin au début du mois d'octobre puisque les trois permis de recherche qui avaient été octroyés à Total et à l'américain Schuepbach ont tout bonnement été annulés. En conséquence, les industriels sont bloqués. A moins que des recherches n'aboutissent à un procédé d'extraction rentable et moins destructeur pour l'environnement, l'extraction par fracturation hydraulique ne verra pas le jour dans l'Hexagone. A titre de comparaison, aux Etats-Unis, les exploitants n'ont pas eu à montrer patte blanche vis-à-vis des autorités ou du public. La ruée vers les gaz de schiste y a débuté en 2001. Dix ans plus tard, le pays compte 500 000 puits, dont l'exploitation représenterait 22 % de la production nationale de gaz en 2010.

A l'Assemblée Nationale, le débat se poursuit cependant sur l'utilisation de procédés d'extraction alternatifs et expérimentaux, ainsi que sur la question de l'interdiction de tous les hydrocarbures non-conventionnels.

Indépendance énergétique en Pologne

A l'inverse, la Pologne, où se concentrent les réserves les plus importantes, voit dans le développement de ces gaz l'opportunité d'affirmer son indépendance énergétique vis-à-vis de la Russie, son principal fournisseur. L'exploitation commerciale de ce gaz non conventionnel commencera dès 2014, ont par ailleurs annoncé récemment les autorités polonaises.

La Pologne qui, jusqu'à présent, militait en faveur d'une approche européenne commune sur la question du gaz de schiste, a créé la surprise lundi 3 octobre en faisant volte-face. Dans une étude, elle juge cette ambition irréalisable, compte-tenu de la complexité et de l'ampleur du débat. Les autorités craindraient que l'Europe ne restreigne l'exploitation des gaz non-conventionnels.

La position de l'Europe

Le Parlement européen s'est saisi de la question et a publié une étude en juin 2011. La commission de l'énergie s'est à son tour saisie du dossier le 5 octobre 2011, tandis que la commissaire en charge du Climat s'est exprimée contre un moratoire sur l'exploitation des gaz de schiste en Europe. Pour l'instant, au niveau européen il n'y a pas de position commune sur cette exploitation et les pays avancent en ordre dispersé.

Ces débats interviennent alors même qu'un rapport vient d'être publié par le Canada, pointant l'utilisation de critères environnementaux défaillants lors de l'évaluation de ses projets d'exploitation. Le Canada possède 12 % des réserves pétrolières mondiales, principalement sous la forme de sables bitumineux.

Des alternatives à la fracturation hydraulique ?

Le législateur, en interdisant la fracturation hydraulique, interdit la production de gaz de schiste. En clair, les industriels devront trouver d'autres moyens d'exploiter les gisements. Une alternative possible serait la fracturation au CO2. Mais ce procédé est loin d'être au point ; pour l'instant la technique n'est pas opérationnelle. Quelques essais ont été menés en Espagne. Ils se sont soldés par des échecs. De plus cette technique reste encore expérimentale, mais trouver et acheminer du CO2 n'est pas chose facile et le coût de cet acheminement est important.

Pour être injecté, le CO2 doit être en phase “supercritique”. Un état qui fait que, dans certaines conditions de pressions et de températures, le CO2 se comporte comme un liquide. Or, ce changement de phase est mal maîtrisé. Autre inconvénient à cette méthode : le CO2 injecté en profondeur acidifie l'eau présente dans les sous-sols. Cette eau acidifiée peut migrer, à travers les fissures provoquées par la fracturation, jusqu'aux couches rocheuses carbonatées et les dissoudre. Cette dissolution élargit les fissures et entraîne la remontée plus rapide des produits chimiques à la surface. Ceci en traversant et contaminant les aquifères. Ce processus de dissolution se fait naturellement, sur une échelle de temps qui varie entre 500 000 ans et un million d'années. Mais avec la fracturation au CO2, le phénomène est considérablement accéléré.

D'autres méthodes sont envisagées mais actuellement elles n'ont pas dépassé le stade du laboratoire.

Nota : voir également les flash 22, 23 et 25 de Centrale Energie
Sources : IFP Energies Nouvelles, Laboratoire de géologie de Lyon, Laboratoire d'hydrogéologie de Montpellier, Commission Européenne, Parlement Européen, Parlement Français, Ministère de l'Écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement.

Retrouvez également cet article dans le Flash n°26.

Gaz de Schistes : les Raisons de la Colère

Claude Poirson (ECN 71) — 2011-05-01T07:23:00Z

La France aurait son or noir : les gaz de schiste, du gaz naturel qu'il faut déloger en fracturant la roche (voir l'article sur les gaz non conventionnels paru dans le flash 22). Aux États-Unis, un documentaire fustige leur exploitation, redoutable pour l'environnement. En France, depuis que le gouvernement a délivré trois permis de recherche pour ce gaz naturel, les protestations se multiplient.

Qu'en est-il vraiment ? Faut-il craindre l'exploitation des gaz de schiste ?

Aux États-Unis, certains industriels positionnés sur ce marché technologiquement mature et encouragé au nom de l'autonomie énergétique ont fini par polluer des nappes phréatiques. Gasland, le documentaire diffusé en 2010 aux Etats-Unis, dénonce les ravages écologiques de l'exploitation des gaz de schiste outre-Atlantique : pollution des nappes, rejets toxiques en rivière, émanations douteuses au robinet des maisons, mitage des paysages, contaminations radioactives.

En France, le gouvernement a prié les détenteurs des permis de recherche de n'entreprendre aucun forage en attendant les conclusions d'une étude d'impact environnemental. Une sorte de moratoire. L'étude française doit accoucher d'un rapport fin mai. Un pré–rapport d'étape vient de paraître. Tandis que les propositions de loi visant à interdire ce type d'exploitation se multiplient et qu'un débat sur le sujet est prévu le 10 mai à l'Assemblée Nationale.

L'exploitation des gaz de schiste outre-Atlantique a débuté dans les années 1970 et a été encouragée par le gouvernement fédéral en laissant le champ libre aux compagnies et même en limitant le rôle de l'agence fédérale de protection de l'environnement (EPA).

a. L'exploitation et les nappes phréatiques

Le gaz de schiste est présent dans le sous-sol sous forme diffuse, au sein même de la roche mère. Cette configuration particulière nécessite des techniques d'extraction spécifiques. Il s'agit de créer des fissures artificielles pour déloger le gaz de sa matrice : c'est le principe de la fracturation hydraulique. Celle-ci s'effectue en injectant de l'eau sous pression, mélangée à du sable pour faire éclater la roche. Les particules de sable, parfois associées à des billes d'alumine, se logent dans les fractures créées pour éviter qu'elles ne se referment aussitôt. Une fois la voie libre, le méthane s'échappe et remonte à la surface par une canalisation parallèle à celle qui achemine le fluide. Ce dernier est (partiellement) récupéré par la même occasion. De plus, pour maximiser l'efficacité du puits, les foreurs ajoutent des produits chimiques dans le fluide. Selon Gasland, ces 0,14 % d'additifs ont donné lieu à des contaminations de nappes phréatiques. Parmi ces additifs, on trouve des agents antimicrobiens comme le méthanol, de l'acide chlorhydrique pour dissoudre les ciments minéraux dans les fractures, ou encore des inhibiteurs de dépôts comme l'éthylène glycol. Sur 260 produits répertoriés par la justice américaine, huit sont des cancérigènes avérés. Normalement ces produits se trouvent ensuite piégés dans la roche ; on ne devrait donc pas les retrouver dans les aquifères qui surplombent les couches fracturées. En effet, le puits par lequel descendent les tuyaux et l'eau sous pression finit par former un coude, pour ensuite progresser horizontalement en épousant la couche schisteuse. Mais avant ce coude, il traverse verticalement plusieurs centaines de mètres de couches géologiques. C'est à ces faibles profondeurs que se trouvent les nappes phréatiques ; à ce niveau, il est donc nécessaire de bien étanchéifier les parois du puits.

En Pennsylvanie par exemple, certains exploitants ont traité cette étape à la légère : faute d'étanchéité, le fluide de fragmentation injecté a migré dans l'aquifère et pollué l'eau. Sans compter qu'aux États-Unis la loi exonère les foreurs de transparence sur la composition des fluides injectés.

b. Le traitement des effluents

À ce risque de pollution souterraine se greffe un risque de pollution en surface. En effet, le fluide de fracturation remonte certes avec du gaz, mais aussi avec des éléments lessivés en sous-sol. La roche mère étant composée de feuillets à la surface desquels se trouvent des métaux comme le cuivre, le plomb, le zinc..., l'injection de fluides peut provoquer un détachement de ces éléments qui remontent avec le fluide à son retour. En outre, l'eau remonte salée. Ces éléments doivent donc être éliminés avant le rejet de l'eau à la rivière, ou avant sa réutilisation pour un nouveau cycle de fracturation, car en précipitant sous l'effet de la pression, les particules solides et l'excès de sel peuvent diminuer la productivité, voire endommager le puits.

Or, aux États-Unis, ce recyclage a parfois fait défaut, et des pollutions ont été constatées, dans l'Oklahoma notamment. De plus, dans un certain nombre de cas, le traitement de ces effluents a été sous-traité aux stations de retraitement des eaux usées des collectivités voi-sines, sans que celles-ci aient une idée précise de leur composition.

Qui plus est, le faible niveau de contrôle de ces effluents a permis le rejet dans la nature d'éléments radioactifs remontés avec les fluides.

c. La consommation en eau

Recycler le fluide est pourtant une réponse idéale à une autre problématique : les prélèvements sur la ressource en eau. Une question qui se pose avec d'autant plus d'acuité dans les régions arides.

En effet aux USA, les exploitants avouent utiliser 10.000 m3 à 15.000 m3 d'eau par puits. Ces chiffres pourraient sembler faibles si, pour exploiter les gaz de schiste, il n'y avait pas à forer bien plus souvent, et de manière plus rapprochée, que pour pomper du gaz conventionnel. En effet, un puits de gaz de schiste s'épuise vite, et il faut rapidement forer à côté pour maintenir le rythme de production. Dans les grands espaces des Etats–Unis, cette consommation foncière est indolore. D'autant que le code minier américain permet au propriétaire du terrain de toucher des royalties sur le gaz de schiste extrait sous sa propriété. Rien de tel en France où l'atteinte au paysage sera sans doute moins acceptée.

Néanmoins, il est possible de rassembler plusieurs forages en une même plateforme, dite "cluster" ; mais avec sa route d'accès et son bassin de décantation chaque cluster fait tout de même un hectare.

d. Les risques sismiques

D'autre part, l'injection de fluides à haute pression à proximité d'une faille peut induire une secousse sismique en réactivant celle-ci, comme cela s'est produit récemment en Suisse, où un forage géothermique a provoqué un séisme, de faible magnitude, mais ressenti par la population. En France, cet aléa existe à la frange des zones dans lesquelles le gaz de schiste doit être recherché, au sud-est, sur la faille de la Durance. Les petites failles poseront alors davantage de problème que les grandes car elles ne sont pas cartographiées. Il est donc possible qu'un exploitant place à leur proximité un forage sans se douter du risque couru.

Etude détaillée du sous-sol lors de la phase exploratoire, additifs moins nocifs, traitement de l'eau, étanchéité des puits, contrôle des exploitations, remise en état des sites, information de la population : ces solutions auront un coût que les opérateurs devront intégrer à leurs calculs de rentabilité, une fois la phase exploratoire achevée.

e. Le pré-rapport de la mission d'évaluation

Le pré-rapport, qui vient d'être publié, préconise des travaux d'exploration, mais dans un cadre strict.

Demandé en février par le gouvernement, le document analyse les enjeux économiques, sociaux et environnementaux des huiles et gaz de schiste. Sans pour autant être défavorable à des travaux de recherche et des tests d'exploration, il pose quatre conditions. Des conditions qui doivent être "impérativement satisfaites" avant toute exploration.

Tout d'abord, l'exploration doit se faire avec une bonne connaissance de la géologie et de l'hydrogéologie locales. Ensuite, les travaux doivent être réalisés avec les meilleures technologies disponibles. Parallèlement, il doit y avoir un strict encadrement juridique et technique des travaux de recherche. Et enfin, la police des mines doit pouvoir intervenir sur le terrain avec des contrôles rigoureux.

"Il serait dommageable, pour l'économie et pour l'emploi, que notre pays aille jusqu'à s'interdire de disposer d'une évaluation approfondie de la richesse potentielle", souligne par ailleurs le pré-rapport. Accepter de rester dans l'ignorance d'un éventuel potentiel ne serait cohérent ni avec les objectifs de la loi, ni avec le principe de précaution. Mais, pour ce faire, il est indispensable de réaliser des travaux de recherche et des tests d'exploration".

Le rapport propose également la création d'un comité scientifique national composé d'experts du BRGM, de l'Institut des énergies nouvelles et de l'Institut national de l'environnement industriel et des risques.

Avec ce pré-rapport, les industriels semblent conserver une mince marge de manœuvre sur le dossier des gaz de schiste. Un dossier qui semblait plutôt condamné depuis l'interdiction totale prônée par le premier ministre François Fillon à l'Assemblée nationale, le 13 avril dernier.

Le pré-rapport constitue un premier document officiel de référence. Nul doute qu'il sera au cœur du débat organisé le 10 mai à l'Assemblée nationale.

Retrouvez également cet article dans le Flash n°23.

Le stockage de l'énergie électrique

Claude Poirson (ECN 71) — 2010-03-01T18:30:00Z

L'énergie électrique ne pouvant être stockée, il est donc nécessaire lorsque les sources ou la consommation sont intermittentes (cas des énergies renouvelables ou d'une production de base non interruptible et excédentaire à certaines heures) de procéder à la mise en stock de l'énergie.

Ce stockage passe donc le plus souvent par une forme d'énergie intermédiaire issue par conversion de l'électricité produite. Cette énergie intermédiaire est par la suite convertie en énergie électrique en fonction des besoins. Les principales énergies intermédiaires utilisées pour le stockage sont les énergies :
– Gravitaire dans un système de pompage / turbinage ;
– Thermique dans un système de chaleur latente ou sensible ;
– Pression dans un système de compression d'air ;
– Chimique dans un système d'accumulateurs électrochimiques ;
– Chimique dans un système de stockage par électrolyse/hydrogène et pile à combustible ;
– Cinétique dans un système à volant d'inertie ;
– Électromagnétique dans un système à courant permanent dans une bobine supraconductrice ;
– Électrostatique dans un système à super condensateur.

Parmi toutes ces énergies intermédiaires, certaines sont technologiquement matures comme le pompage/turbinage, certains super condensateurs et les batteries d'accumulateurs électrochimiques. D'autres sont à l'état de prototype plus ou moins avancé comme la compression d'air (pression) et le volant d'inertie. Le stockage par électrolyse de l'eau et pile à combustible est dans le domaine de la recherche ; tout comme le stockage de la chaleur et le courant permanent dans une bobine supraconductrice.
Chaque forme d'énergie répond à certains types de besoins ; en effet leur capacité en cycles, leur temps de mise en route et leur durée de stockage sont très différents. La capacité de stockage et la puissance disponible dépendent de l'application ; la régularisation d'un réseau, l'autonomie, la durée de vie, la réactivité et le coût du système sont les facteurs dimensionnant et donc déterminant le choix du stockage. Par exemple pour un site isolé la rétention de la charge en énergie intermédiaire doit être suffisamment grande pour l'application et le type d'énergie renouvelable utilisé.
Actuellement les solutions les plus utilisées sont les batteries pour les petites capacités et le pompage/turbinage pour les grandes capacités. Le stockage d'énergie est un enjeu majeur pour permettre une réelle pénétration des ressources renouvelables du fait de leur intermittence.
Même si il reste de nombreux problèmes techniques à résoudre , le stockage, quoique difficile, est néanmoins possible et peut ainsi contribuer au développement durable.

Les problèmes à résoudre sont surtout d'ordre économique. Le stockage doit donc devenir compétitif dans de plus nombreux secteurs. Ce qui nécessite le développement de nouvelles solutions ou de variantes technologiquement bien adaptées aux besoins et par conséquent de mieux les définir et les caractériser. Les modèles énergétiques et l'appréciation du vieillissement devront également être améliorés.

Vs pouvez retrouver cet article dans le flash n°16

La production d'électricité de la Grande Bretagne est-elle en passe de s'effondrer ?

Claude Poirson (ECN 71) — 2009-09-01T12:30:00Z

D'après deux articles parus dans The Economist le 6/08/09

Le réseau britannique montre des signes de faiblesse. Lors des jours froids du début 2009, la demande d'électricité a atteint 59GW, 45% provenant du gaz, 35% du charbon, 15% du nucléaire, les 5% restant d'un ensemble d'autres sources. Lorsque deux centrales, l'une nucléaire et l'autre au charbon, ont du être arrêtées, il y a eu des coupures sur le réseau.

En effet, une partie des 75GW installés n'est pas opérationnelle ; ainsi, une part importante devrait être arrêtée dans les prochaines années. D'après le gouvernement, il manquerait 20 GW en 2015, mais les études d'EDF prévoient un manque de 32 GW et celles d'E.ON un manque de 26 GW.

En 2015 la puissance nécessaire lors des pics de consommation est évaluée à 64 GW ; d'où cela proviendra-t-il ?

En effet les centrales nucléaires et les centrales au charbon sont anciennes. Parmi les premières, la moitié est arrêtée et en passe de perdre son autorisation d'exploitation et aucune nouvelle centrale nucléaire ne pourra être achevée avant 2017. Quant aux secondes, elles ne sont pas conformes aux nouvelles règles européennes tant en ce qui concerne les émissions d'oxydes de soufre et d'azote qu'en matière d'émission de particules. Elles demandent la mise en place d'équipements coûteux pour leur mise en conformité, mais compte tenu de leur âge les exploitants ne souhaitent pas les en équiper et les centrales non équipées devraient fermer en 2015.

Les politiques qui ont prévalu après la libéralisation des marchés ont été purement économiques et n'ont pas pris en compte les effets du réchauffement climatique et la sécurité d'approvisionnement.

Comme la Grande Bretagne a prévu de baisser de 34% ses émissions de CO2 en 2020, pour atteindre une baisse de 80% en 2050, il est injustifié de construire de nouvelles centrales à charbon pour faire face à la demande. Quant aux projets d'utilisation de l'énergie des vagues, du soleil et du vent, et en particulier l'éolien offshore, qui prévoient l'installation de 33 GW de champs éoliens, d'aucuns doutent de leur réalisation compte tenu qu'actuellement il n'y a que 0.6 GW installés.

En outre, du fait de l'opposition des riverains et du manque de subventions de l'état, cet objectif ambitieux ne serait pas atteint. Qui plus est, l'intermittence de la production de ces équipements ne suffira pas à combler le déficit de puissance nécessaire.

Ainsi, puisque le charbon est trop sale, le nucléaire trop long à construire et les énergies renouvelables limitées, les producteurs investissent dans de nouvelles centrales au gaz, peu chères et rapides à construire. Le problème est que la Grande Bretagne produit déjà 46% de son électricité à partir du gaz et que la production de la mer du Nord a atteint son maximum en 1999 et depuis décroît rapidement.

D'où la recherche d'autres sources d'approvisionnement comme le font la Norvège, le Moyen Orient (gaz liquéfié), la Russie (avec les risques liés à ces deux derniers marchés et la nécessité d'accroître les capacités de stockage, de construire des terminaux méthaniers et de nouveaux pipe-lines). De plus, le prix du gaz étant corrélé au prix du pétrole, il est sujet à de fortes variations, ce qui peut poser des problèmes avec les clients qui utilisent aussi majoritairement le gaz pour le chauffage et les usages domestiques.

Les autres mesures nécessaires pour faire face à cette diminution seraient, d'une part l'augmentation de capacité des lignes reliant la Grande Bretagne au continent, participant ainsi à la création d'un réseau électrique européen plus sur, et d'autre part la taxation du CO2 à un niveau convenable pour faciliter les investissements à long terme et participer à la mise en place d'un niveau plancher du prix de l'énergie.

Cette article est aussi disponible dans le Flash n°13

Le solaire photovoltaïque

Claude Poirson (ECN 71) — 2009-01-20T16:28:00Z

Cet article reprend les principaux points développés lors de la conférence de Centrale-Energies du 23 octobre 2008 sur l'énergie solaire photovoltaïque ainsi que lors de la conférence organisée par la SEE sur le même thème le 6 décembre 2007.

La Terre baigne dans l'énergie solaire, avec 1,56.1018 kWh/an, océans compris. L'énergie solaire incidente représente plus de 10 000 fois la consommation mondiale d'énergie (environ 1,1.1014 kWh). Il s'agit donc d'une énergie abondante, renouvelable, qui pourrait couvrir la totalité ou une grande part de nos besoins énergétiques futurs.
Dans le cas de la France, la quantité d'énergie reçue en moyenne varie entre 1,0 MWh/an/m2 et 1,5 MWh/an/m2. Elle atteint 2,7 MWh/m2/an dans le Sahara.
La puissance normalisée d'un module photovoltaïque exprimée en Wc (Watt crête) correspond à la puissance électrique qu'il délivre sous un éclairement solaire normalisé de 1 kW/m2, correspondant à l'énergie reçue en plein midi face au Soleil par temps clair sous la latitude de l'Espagne
En considérant des modules photovoltaïques de 10 % de rendement électrique, l'énergie produite sera en moyenne en France d'environ 120 kWh/an/m2. Pour atteindre la production électrique française d'environ 550 TWh/an, il faudrait donc couvrir environ 4600 km2 de surface. Or la surface bâtie en France représente plus de 10 000 km2 et les infrastructures routières plus de 16 000 km2, en équipant une fraction de ces surfaces on pourrait donc produire assez d'électricité pour couvrir les besoins de la France (à condition de pouvoir la stocker).
Ces analyses trouvent leur prolongement dans les programmes de « toits photovoltaïques » en Allemagne ou au Japon, développés depuis plusieurs années et maintenant en France.
Le rayonnement solaire est constitué de photons dont la longueur d'onde s'étend de l'ultraviolet à l'infrarouge lointain avec une majorité dans le visible autour d'un pic à 0,45 µm. La conversion photovoltaïque est la transformation de l'énergie du photon en énergie électrique grâce au processus d'absorption de la lumière par la matière.

Une cellule délivre seulement une puissance de quelques W sous une tension d'environ 0,6 V. Le courant obtenu est continu Pour obtenir un générateur plus puissant, on connecte les cellules en série et en parallèle. L'ensemble réalisé est appelé alors module photovoltaïque, dont les dimensions peuvent être de l'ordre du mètre carré et la puissance aller jusqu'à 200 Wc. Ces modules sont ensuite associés entre eux pour former un champ de modules, constituant une installation photovoltaïque. Le courant continu est transformé en courant alternatif par un onduleur. Le courant peut être utilisé soit directement, soit injecté sur le réseau. À côté des équipements des toitures, l'installation de centrales photovoltaïques ayant des puissances allant de la centaine de kWc à quelques MWc se développe rapidement.

Le coût élevé actuel de l'électricité photovoltaïque apparaît comme un frein à son développement. Cependant ce coût, aujourd'hui d'environ 2 à 3 € par Wc, baisse régulièrement et pourrait passer dans quelques années sous la barre symbolique de 1 € par Wc. Les effets d'échelle et l'amélioration des technologies sont à la base de ces progrès constants.

1980 à 2007 : 26 à 3 Euros /Wc - 0 à 2500 MWc/an

Dans ces conditions, la compétitivité de l'énergie photovoltaïque est un objectif réalisable dans les prochaines années. L'accélération de ce processus fait l'objet de politiques volontaristes de nombreux États, accordant à la production d'électricité photovoltaïque, fournie au réseau électrique, des coûts de rachat incitatifs. La France, avec son tarif de rachat de 0.55€/kWh pour des modules intégrés à l'architecture va essayer de rejoindre le peloton des pays qui avec l'Allemagne, le Japon et l'Espagne font la course en tête.
L'évolution de la production de modules photovoltaïques connaît une croissance exceptionnelle avec un taux de 30 à 40 % par an depuis plusieurs années, avec en 2005 une production d'environ 1 800 MWc. C'est donc un domaine industriel en plein développement. Cependant cette progression spectaculaire ne doit pas faire oublier que cette puissance, reste négligeable dans le paysage énergétique et par rapport aux besoins.

Une projection des évolutions comparées au niveau mondial de l'énergie consommée et de l'énergie photovoltaïque, montre que cette dernière pourrait atteindre 10 à 20 % en 2050 (auxquels il faut ajouter les autres énergies renouvelables).

Les différentes filières photovoltaïques exploitées aujourd'hui sont les cellules au silicium monocristallin et polycristallin, les cellules au silicium amorphe, les cellules au diséléniure de cuivre et d'indium (CIS), au tellurure de cadmium (CdTe) ; les cellules au silicium (Si) sont à la base de près de 98 % de la production photovoltaïque. D'autres filières sont également explorées telles les cellules du type GaAs et InP, qui appartiennent à la catégorie des cellules à multijonctions.

Le photovoltaïque est un domaine en pleine ébullition tant au niveau industriel qu'au niveau de la recherche, tout d'abord autour de la filière principale au silicium, mais aussi dans la filière des couches minces non silicium, puis dans de nouvelles filières exploitant des concepts ou matériaux nouveaux et enfin dans l'émergence d'une recherche sur les très hauts rendements.

De nouvelles filières, basées sur l'utilisation de colorants ou de matériaux organiques, n‘en sont qu'à leurs balbutiements.

1975 à 2005 : efficiency (1 à 36 %)

Bien que la majeure partie de la production de cellules soit faite sur des substrats de verre, une filière commence à se développer, utilisant des supports souples très minces, soit métalliques (quelques µm), soit plastiques. L'avantage de ces supports est leur poids, leur souplesse d'utilisation, de mise en œuvre et de transport. Des cellules Si et CIS utilisent déjà cette technologie. Cependant ces substrats entrainent des contraintes supplémentaires qui doivent être surmontées. Un avantage majeur réside également dans leur coût, potentiellement très faible, ce qui en fait des supports de choix pour le futur.

Les acteurs industriels du photovoltaïques sont d'abord Japonais (Sharp, Kyocera, Sanyo, Mitsubishi,…) et Allemands (Q-cells, Solar World, Schott, Shell Solar,…) en cohérence avec les choix stratégiques faits par ces pays mais également les Etats-Unis (First Solar, BP Solar, Shell Solar,…). Les Espagnols sont présents (Isofoton, BP Solar,…), et les Chinois (Suntech, Yingli, JA Solar,…) ont développé une industrie d'exportation très importante. Sur ces marchés d'exportation on trouve d'autres fabricants asiatiques (Motech à Taiwan, Sun Power aux Philippines, etc.).

La France est encore en retrait, mais la situation évolue notamment avec la création de l'Institut National de l'Energie Solaire (INES). Des projets importants (industrie & recherche) se développent dans ce domaine autour du CEA, du CNRS et d'industriels avec le soutien de l'ANR, de l'ADEME et des régions.

Malgré ses inconvénients (coût encore élevé, production intermittente, encore énergivore pour la production des modules), l'énergie photovoltaïque apparaît, comme une source d'énergie renouvelable incontournable et apte à couvrir dans l'avenir une proportion significative et croissante des besoins énergétiques, aux cotés d'autres sources d'énergie. Le stockage de l'électricité est une condition importante pour le développement du photovoltaïque comme pour les autres énergies renouvelables intermittentes.

Retrouver également cet article dans le Flash n° 9