- - Rapport sur l'aval du cycle nucléaire Chapitre II (suite de la partie III) III. Les differentes filieres de production de lelectricite : reexamen des coûts et perspectives D. Les piles à combustible 111 E. Le charbon propre, une technologie davenir pour les pays producteurs 117 1. Des réserves quasiment inépuisables, situées dans les grands pays en développement 117 2. Le déclin de la production et lévolution des importations charbonnières françaises 119 3. Les contraintes de réduction des émissions polluantes 120 4. Les technologies modernes du charbon propre 120 5. Les coûts Digec 1997 131 F. Lhydraulique 135 L'une des vedettes du derniers Congrès Mondial de lEnergie de Houston, en septembre 1998, a été la pile à combustible de General Electric, Plug Power 7000. Cette pile est alimentée en méthane, propane ou gaz naturel. Un dispositif permet la dissociation de ces gaz en hydrogène et la cogénération d'électricité et de chaleur à partir du gaz. Plug Power utilise du Gore-Tex comme membrane échangeuse dions. Les dimensions de la pile sont de lordre de celle dun lave linge. Sa puissance de 7 kW est suffisante pour un petit appartement. Cette pile fournirait à la fois de la chaleur et de lélectricité. Son rendement serait de 80 %. Son coût se situerait entre 3000 et 5000 dollars. Cet exemple dune pile à combustible de cogénération illustre, avec ceux des piles destinées à lautomobile, les progrès considérables effectués sur cette technologie développée à lorigine pour la conquête spatiale. · Le principe de la pile à combustible Les piles à combustible fonctionnent soit à froid (80°C - pile à membrane échangeuse de protons) soit à chaud (200°C - pile à acide phosphorique). Leur principe est toutefois toujours le même. Dans l'électrolyse de l'eau, c'est le courant électrique qui produit la réaction. Dans une pile à combustible, c'est la réaction chimique, à savoir la dissociation sous forme d'ions et d'électrons, qui produit le courant ; il s'agit de la réaction inverse de l'électrolyse. Le principe de la pile à combustible a été découvert en 1839 par William Grove qui observa, après l'arrêt d'une électrolyse, un courant spontané en sens inverse. A l'anode, l'hydrogène, c'est-à-dire le combustible, est oxydé et se décompose en 2 protons et 2 électrons : H2 > 2H+ + 2e- (O) Les électrons partent dans le circuit extérieur à l'ensemble électrodes-électrolyte et peuvent animer par exemple un moteur avant de se retrouver à la cathode où ils réduisent le comburant, c'est-à-dire l'oxygène, en présence des protons qui ont diffusé depuis l'anode : 1/2 O2 + 2H+ +2e- -> H2O (R) Le catalyseur a un rôle central : il doit accélérer à la fois l'oxydation de l'hydrogène et la réduction de l'oxygène. Le comburant, l'oxygène, est la plupart du temps l'oxygène de l'air. Le carburant peut être l'hydrogène ou un autre produit qu'il s'agira de « reformer » en présence de vapeur d'eau pour récupérer l'hydrogène. · Les différentes technologies des piles à combustible Les piles à combustible sont toutes fondées sur les réactions doxydation de lhydrogène et de réduction de loxygène vues précédemment. Différentes solutions techniques sont toutefois mises en oeuvre pour lélectrolyte, cest-à-dire la solution conductrice, et pour le combustible. La tableau suivant présente les caractéristiques des principales catégories de piles à combustible1. Tableau : Caractéristiques techniques des principaux types de piles à combustible
a) la technologie PEM (membrane échangeuse de protons) La technologie de la membrane échangeuse de protons est sans doute celle qui devrait se prêter aux avancées les plus rapides. Plusieurs films plastiques ou tissus synthétiques peuvent convenir. Lélectrolyte est de forme polymère. La température de fonctionnement de 100 °C est compatible avec lutilisation de ce type de pile comme moyen embarqué de production de lélectricité. Le rendement total électrique et thermique de la pile à combustible de type PEM atteint 80 %. Les puissances unitaires des premières unités commercialisées sont de lordre de 250 kW. Selon toute probabilité, les perspectives dutilisation des piles de type PEM dans lautomobile devraient faire baisser rapidement les prix. Le leader mondial de cette technologie est la société canadienne Ballard Power Systems qui a déjà industrialisé la production de systèmes de 250 kW. Alstom a noué un partenariat avec cette entreprise et est dores et déjà très actif en Europe. b) la technologie PAFC (acide phosphorique) Les piles à combustible recourant à lacide phosphorique comme électrolyte présentent une température de fonctionnement qui correspond aux contraintes de la cogénération. En raison de sa relative simplicité de fonctionnement et parce quelle a des débouchés dans ce domaine de la cogénération, les piles à combustible de type PAFC sont parmi les toutes premières à bénéficier dun développement dans le domaine industriel. Les pile de la technologie PAFC sont dores et déjà commercialisées, pour un coût dinvestissement de 19 700 F/kW, qui est élevé par rapport aux coûts de moyens de production délectricité et de chaleur comparables. Les leaders mondiaux dans cette technologie sont les entreprises japonaises Toshiba, Mitsubishi Electric et Fuji Electric, qui ont bénéficié de subventions importantes pour la mise au point de cette technologie. Lentreprise américaine ONSI propose également cette technologie où elle a accumulé une expérience importante. Alstom, quant à elle, nest pas présente sur ce segment technologique. c) La technologie MCFC (carbonates fondus) Les piles de technologie MCFC utilisent les sels fondus à 650 °C de carbonate de potassium et de lithium comme électrolyte. Il sagit dune voie destinée à atteindre des puissances élevées, de lordre de 2 MW. Les problèmes de corrosion sont difficiles à résoudre dans de tels milieux et à de telles températures. En réalité, aucune durée de fonctionnement supérieure à 5000 heures na pu être obtenue. Les principales entreprises impliquées dans cette voie de recherche sont MC Power et ERC aux Etats-Unis, IHI, Mitsubishi Electric et Toshiba au Japon et Ansaldo en Italie. d) la technologie SOFC (oxydes solides) La principale caractéristique des piles de technologie SOFC est leur température de fonctionnement élevée de 800 à 1000 °C -. Ceci autorise de hauts rendements. Un autre avantage est quelles peuvent utiliser directement le gaz naturel, sans quil soit nécessaire de le reformer. En outre, ces piles peuvent être couplées avec des turbines à gaz. Le rendement combiné dépasse alors 70 %. Cette technologie est à lheure actuelle démontrée avec des systèmes de 10 kW mis au point par Siemens Westinghouse. Les méthodes de fabrication étant génériquement chères, lobjectif de puissance assurant la rentabilité est de 1 MW. · Lintérêt thermodynamique et bientôt économique des piles à combustibles La pile à combustible présente de nombreux avantages. Son rendement théorique peut approcher 100 %. S'il est difficile d'éviter en pratique un dégagement de chaleur, il est possible de récupérer cette dernière et alors d'atteindre alors 90 % de rendements cumulés électrique et calorifique. De fait le théorème de Carnot ne s'applique pas à la pile à combustible où l'on récupère directement l'électricité2. Les coûts dinvestissement au kW sont, on la vu encore élevés. Néanmoins les prévisions sont optimistes quant à lamélioration de la compétitivité de cette technologie voir tableau suivant -. Tableau : Prévisions de coût dinvestissement par kW, selon Alstom3
Sagissant de la technologie PEM, le premier poste dont il faut réduire le coût est celui de la membrane, dont le coût dépasse celui du catalyseur en platine. La meilleure membrane est en Naflon, un perfluoré de Du Pont, dont le prix atteint 3000 F/m2 et la durée de vie est de 30 000 heures. Le CNRS développe à l'heure actuelle un polyimide qui permettra peut-être d'atteindre 100F/m2 pour 2 000 heures de fonctionnement. Le deuxième poste à améliorer est celui de plaques bipolaires (anode sur une face, cathode sur l'autre face). Il faut qu'elles soient étanches pour que le gaz de la cathode ne réagisse avec celui de l'anode de la pile voisine, conductrices à la fois de l'électricité et de la chaleur, neutres et résistantes à la corrosion. Pour l'instant le prix d'une plaque bipolaire atteint 3 000 F pour une dimension de 20x20 cm sur 0,3 cm d'épaisseur. Il serait nécessaire d'atteindre 10 F pour les mêmes dimensions. · Reformage et pile à combustible, deux techniques liées La technique du reformage permet la fabrication dhydrogène à partir dhydrocarbures. Son développement conditionne celui de la pile à combustible. Car comment fabriquer lhydrogène indispensable à cette dernière ? Dans la technique du reformage, les hydrocarbures CxHy sont oxydés en présence d'eau pour donner H2, CO2 et CO. L'élimination du CO doit être réalisée, en raison de son caractère hautement toxique à la fois pour l'homme et pour la pile à combustible. La première solution est de le transformer en CO2. On peut aussi le réduire en méthane en présence d'hydrogène. La société canadienne Ballard Power System a mis au point un procédé de conversion instantanée du méthanol ou du GPL en hydrogène. L'hydrogène est ensuite utilisé comme carburant du moteur à explosion classique ou dans une pile à combustible. La réaction de conversion du méthanol ou du GPL en hydrogène génère 10% de la quantité de CO2 d'un moteur à explosion classique. Arthur D. Little a mis au point un convertisseur de gazole en hydrogène, testé par Chrysler avec un moteur à explosion classique. Au total, les émissions seraient réduites de 80 % par rapport au moteur thermique à explosion classique. On voit que le reformage est indispensable pour une utilisation concrète des piles à combustibles. Mais le reformage ouvre aussi la voie à une pérennité des moteurs à explosion classique. · La pile à combustible, une solution pour les voitures électriques Le domaine des transports est avec lhabitat celui dans lequel les émissions de CO2 sont les plus importantes. Nombreux sont les experts qui estiment que cest là que se gagnera ou se perdra la bataille de la limitation des rejets de CO2. La voiture électrique est une des solutions pour lautomobile du futur. Du fait du piétinement des progrès dans la réduction de poids des accumulateurs et batteries, la pile à combustible, relativement légère, est une des voies d'avenir pour fournir de l'électricité embarquée. Les piles à combustibles pourraient donc donner un nouveau départ au concept de voiture électrique sans production de gaz carbonique. Mais celles-ci peuvent trouver dautres applications. · La pile à combustible, une solution de cogénération collective ou individuelle Une pile à combustible de puissance a récemment installée à Berlin. Elle est destinée à alimenter la centrale de chauffe en chaleur et en électricité (le surplus étant destiné à l'extérieur) à l'échelle d'un quartier. Il sagit donc dune installation de cogénération. Le Canada, avec la firme Ballard, jouirait d'une certaine avance dans ce domaine. Alstom Energietechnik disposerait d'une licence pour l'Allemagne. Les puissances de la pile installée à Berlin sont faibles : 250 kWe et 230 kW thermiques. EDF, de son côté construira à Chelles en 1999 un pile alimentée au Gaz naturel. La puissance électrique de la pile sera de 200 kW. Elle desservira 200 logements, la chaleur étant distribuée par le réseau de la ville. Dans le domaine de la cogénération individuelle, lon peut citer la pile Plug Power 7000 présentée au Congrès Mondial de lEnergie par DTE Energy. Une autre pile à combustible de même type a récemment été mise au point par Avista, filiale de Washington Water. Ce prototype a la dimension d'un climatiseur, pèserait 50 kg et aurait une capacité de 720 W. · La France bien placée avec Alstom La première usine de piles à combustible d'Europe sera construite à Dresde4. Alstom et Ballard Generation Systems (BGS) mettent ainsi en uvre leur société commune dont Alstom est l'actionnaire majoritaire. Le montant de l'investissement est de 25 millions d'Ecus (167 MF). La technologie est la suivante : membranes échangeuses de protons, modules de 250 kW de puissance unitaire, ensembles de 1 à 10 MWe. Alstom a déjà vendu 4 modules de 250 kW en Allemagne, Suisse, Pays-Bas et Belgique : les applications visées sont la cogénération mais aussi les installations de secours pour l'industrie et le tertiaire. Les commandes seront honorées entre 1999 et 2000 · Vers lémergence dune filière hydrogène ? Utilisé dans les piles à combustible pour produire de lélectricité, lhydrogène peut aussi être utilisé dans les moteurs à explosion classiques. On ne peut aussi exclure la mise au point dautres types de moteur que les moteurs actuels afin de tirer parti du niveau exceptionnel de la chaleur de réaction de lhydrogène avec loxygène utilisée dans les moteurs de fusée. Il est possible aussi que des techniques de production de masse et de distribution de lhydrogène soient mises au point rapidement. Ces développements sont dautant plus vraisemblables que le stockage de lhydrogène dans des nano-tubes de carbone est en plein développement. Une technologie de ce type autoriserait un stockage sûr et performant en terme de contenu énergétique rapporté à lunité de masse. E. Le charbon propre, une technologie davenir pour les pays producteurs Les centrales thermiques fonctionnant au charbon assurent environ 40 % de la production délectricité dans le monde. Compte tenu de lampleur des réserves et de leur bonne répartition à léchelle du globe, notamment dans le monde en développement, le charbon devrait, contrairement à ce que la situation dun pays comme la France peut laisser croire, participer à la croissance de la consommation délectricité. Les technologies dites du charbon propre, permettant de réduire les émissions de poussières et de polluants gazeux comme les oxydes de soufre et dazote, en permettant de couvrir les besoins en électricité tout en réduisant la pollution sont appelées à un grand avenir. 1. Des réserves quasiment inépuisables, situées dans les pays en développement à forts besoins énergétiques Les gisements de houille et de lignite constituent près de 70 % des réserves de combustibles fossiles. Leur répartition dans le monde est relativement homogène. Trois pays possèdent 60% des réserves mondiales connues de charbon. Il sagit des Etats-Unis, avec des réserves de 240 milliards de tonnes, de la Russie avec des réserves de 220 milliards de tonnes et de la Chine, avec des réserves de 120 milliards de tonnes. Les réserves de lInde sont estimées à 70 milliards de tonnes, et celles de lIndonésie à environ 30 milliards de tonnes. Les réserves australiennes sont évaluées à 90 milliards de tonnes. Celles dAfrique du Sud sont également supérieures à 50 milliards de tonnes. Les mines européennes, souterraines, vieillissantes et en voie dépuisement, sont surclassées par les mines à ciel ouvert des pays neufs. Figure : Réserves mondiales danthracite et de bitume en milliards de tonnes Estimations de 19965 Les gisements de lignite sont quant à eux plus concentrés et se trouvent principalement en Allemagne, en Europe de lEst, en Grèce et en Turquie. Figure : Réserves mondiales de lignite en milliards de tonnes Estimations de 19966 · Un marché mondial souple et sûr Le prix du charbon sur le marché mondial suit dassez près la croissance économique. La bonne répartition des gisements de charbon sur la planète rend peu plausible la formation dun oligopole. Structurellement, le prix international du charbon est à la baisse, atteignant la zone des 35 à 40 dollars la tonne. Figure : Prix du charbon importé pour les centrales électriques La défaillance dun pays exportateur est facilement compensée par un autre producteur. Les coûts de la logistique du charbon sont en baisse. Ces considérations font dire aux experts que le marché du charbon est fluide, souple et sûr. Au total, le charbon présente lavantage dêtre le moins cher des grands combustibles fossiles. Ainsi, en novembre 1998, le prix CAF Europe du charbon sélevait à 50 dollars par tonne équivalent pétrole, contre 95 pour le pétrole et 105 pour le gaz7. Il est à noter dailleurs que lincidence sur le prix du charbon des coûts de la logistique est élevée. Cette dernière représente près de 60 % contre 20 % pour le pétrole. Ces raisons expliquent le fait que le charbon soit la première source dénergie mondiale pour la production délectricité, avec une part de 40 % environ. Il est généralement admis que cette part devrait se maintenir à lavenir. 2. Le déclin de la production et lévolution des importations charbonnières françaises La production charbonnière française a atteint une apogée de 58 millions de tonnes en 19608. A cette date, le rendement par poste ouvrier au fond sélève à 1,8 tonne par jour. Des progrès de productivité considérables ont été obtenus, avec un maximum de rendement de 6,7 tonnes par jour obtenu en 1996. En raison de la concurrence des autres formes dénergie et, pour le charbon lui-même, des mines à ciel ouvert de pays tels que lAfrique du Sud, la production française décline progressivement pour représenter 6,8 millions de tonnes en 1997, avec un arrêt de lextraction programmé en 2005. En réalité, la disparition de la production de charbon ne signifie pas que lutilisation du charbon doive cesser en France. Les technologies du charbon propre sont en effet bien maîtrisées par les entreprises françaises, qui pourraient trouver un intérêt à développer sur le territoire national des démonstrateurs déquipements destinés au vaste marché mondial des centrales thermiques au charbon. 3. Les contraintes de réduction des émissions polluantes Les chaudières anciennes fonctionnant sans dispositif de dépollution particulier émettent des rejets de SO2 de lordre de 2000 à 3000 mg/Nm3 pour un charbon ayant une teneur en soufre de 1 à 1,5 % et des rejets de NOx de lordre de 1000 mg/Nm3. Les émissions polluantes des grandes installations de combustion nouvellement créées ont été sévèrement limitées dès 1990, devraient être renforcées dans un proche avenir. Tableau : Limites démissions polluantes des centrales thermiques au charbon
Le renforcement des contraintes de dépollution pourrait entraîner un bouleversement de la hiérarchie technique et économique des différents procédés technologiques. 4. Les technologies modernes du charbon propre Les technologies des centrales à charbon peuvent être réparties en deux catégories, dune part celles des centrales dont la ou les turbines sont actionnées par la vapeur (centrales à charbon pulvérisé ou à lit fluidisé circulant) et celles dont les turbines fonctionnent sous laction de gaz chauds ou combustibles (centrales à lit fluidisé sous pression et centrales à cycle combiné au charbon gazéifié (IGCC))9. · Les chaudières à charbon pulvérisé Les centrales à charbon pulvérisée représentent la voie la plus connue et la plus développée des nouvelles technologies du charbon propre. Les puissances des centrales de ce type sétagent entre 100 et 1300 MWe. Les centrales fonctionnant au charbon pulvérisé sont actuellement nombreuses dans le monde. Leurs rendements varient de 30 à 38 %. Les objectifs de développement technologique sont dune part lamélioration du cycle vapeur et dautre part laccroissement des performances de dépollution. De fait, les centrales à charbon pulvérisé de nouvelle génération peuvent être classées en deux catégories. Les centrales dont le cycle vapeur est sous-critique (180 bars, 540 °C, avec resurchauffe à 540 °C) sont les plus répandues et obtiennent un rendement de 41 % environ. Les centrales à cycle vapeur supercritique (260 bars, 580 °C avec resurchauffe de 580 °) ont un rendement supérieur ou égal à 45 %. Le dioxyde de soufre formé par la combustion du charbon peut être traité en premier lieu par linjection dans le foyer de chaux ou de calcaire absorbant le soufre par formation de sulfate de calcium, lui-même recueilli dans les dépoussiéreurs. Cette technique simple et peu coûteuse permet datteindre un taux de désulfuration de 60 %. Figure : Schéma de principe dune chaudière à charbon pulvérisé Pour diminuer les émissions de SO2, les fumées peuvent aussi être traitées par voie semi-sèche, ce qui consiste à pulvériser une suspension de lait de chaux dans celles-ci. Le sulfite formé est capté par les dépoussiéreurs. Deux inconvénients marquent cette technique : dune part un rendement ne dépassant pas 80 % et dautre part la difficulté à valoriser le sulfite de calcium. La voie la plus efficace au final est celle du lavage des fumées par une suspension de calcaire et de chaux qui absorbe le soufre. La dénitrification représentera une nouvelle contrainte de dépollution à compter du1er janvier 2000. Lutilisation de brûleurs bas NOx permet de réduire de 50 % les teneurs doxydes dazote dans les fumées. Le « reburning » permet également une diminution des émissions. Il sagit dune combustion étagée, avec une réduction du flux de charbon dans la zone principale du foyer, compensée par une injection de gaz dans une zone supérieure. Le « reburning », une solution plus coûteuse que celle des brûleurs bas NOx, présente un rendement de 70 %. Au final, la technique la plus efficace est celle de la dénitrification par injection dammoniac ou durée dans les fumées, avec éventuellement lappoint dun catalyseur, qui autorise des rendements atteignant 60 à 90 %. Le marché des équipements de dépollution des centrales à charbon pulvérisé est vaste à lui seul. Il sagit dune part de mettre à niveau les centrales existantes et dautre part déquiper les nouvelles centrales dont de nombreux experts estiment quelles seront en majorité des centrales à charbon pulvérisé, au moins dans les cinq à dix prochaines années. · Les chaudières à lit fluidisé atmosphérique La technique du lit fluidisé atmosphérique recouvre la technologie du lit fluidisé dense dune part et celle du lit fluidisé circulant dautre part. Le lit fluidisé circulant (LFC) est le plus adapté à la production délectricité. Le procédé du lit fluidisé circulant se caractérise par la combustion sur une grille dun mélange de combustible pulvérisé et de matériaux inertes quun fort courant dair ascendant maintient en suspension. Les particules entraînées vers le haut sont récupérées dans un cyclone et réinjectées dans le foyer. Figure : Schéma de principe dune chaudière à lit fluidisé atmosphérique Le brassage au sein du foyer de la chaudière est intensif. Le nombre de circulations est élevé environ 15. En conséquence, les rendements sont élevés. Tableau : Démonstrateurs de chaudière à lit fluidisé atmosphérique10
La centrale à lit fluidisé de Gardanne est actuellement la plus
puissante au monde. La technologie du lit fluidisé circulant présente lintérêt particulier de pouvoir utiliser une large gamme de combustibles. La technique du LFC a prouvé sa capacité à consommer des combustibles difficiles, comme les « schlamms » de Lorraine, ou le charbon fortement soufré de Gardanne. Elle peut sappliquer également à la combustion des brais pétroliers, des boues de traitement des eaux usées, de la biomasse et même des déchets combustibles. Grâce à linjection directe de calcaire dans le foyer, la désulfuration est réalisée à 90 %, pour un ratio calcium-soufre de 1,5 à 2 et peut même atteindre 95 %. La formation doxydes dazote est peu importante, du fait que la température du foyer est limitée à 850 °C. Les émissions de NOx peuvent être encore diminuées par linjection complémentaire dammoniac. Lexpérience acquise par la SNET et le groupe Charbonnages de France sur la technologie LFC est considérable. Une première centrale de 125 MWe a été mise en service à Carling en 1990. La seconde centrale, celle de Gardanne dune puissance de 250 MWe, est la plus puissante du monde. Elle démontre une souplesse remarquable, sa puissance pouvant varier entre 65 et 250 MWe. La désulfuration atteint 99,7 %. La teneur des fumées en oxydes dazote atteint 240 mg/Nm3, les imbrûlés représentent 0,40 % et le rendement de la chaudière atteint 95,7 %. Les voies de progrès sont les suivantes : dune part laugmentation de puissance, avec un passage au palier 600 MWe : dune part lamélioration des rendements avec une évolution vers un cycle vapeur supercritique ; dautre part la diminution des coûts avec une diminution des surfaces en matériaux réfractaires ; enfin à plus long terme, lintégration dun cycle combiné gaz. · Les chaudières à lit fluidisé sous pression Les chaudières à lit fluidisé sous pression sont en premier lieu les chaudières à lit fluidisé dense, qui se singularisent, par rapport à la technique précédente, par un circuit sous pression pour la combustion et la récupération du combustible avant recyclage. Les applications du lit fluidisé dense sont relativement nombreuses, selon le tableau ci-après. Tableau : Démonstrateurs de chaudière à lit fluidisé dense11
Le rendement du lit fluidisé dense atteint 40 à 42 %, contre 36 à 41 % pour le lit fluidisé atmosphérique fonctionnant en condition de vapeur sous-critique. Lautre catégorie de chaudière à lit fluidisé sous pression est plus novatrice. Ce type de chaudière, qui nen est quau stade de projets, avec une unité de démonstration de 1,5 MWe, recourt dune part à une turbine à gaz entraînée par les gaz de charbon à 850 900 °C et dautre par à une turbine à vapeur afin daméliorer le rendement. Figure : Schéma de principe dune chaudière à lit fluidisé sous pression De fait lobjectif de rendement est de 45 à 48 %. Toutefois, une des difficultés à résoudre pour lutilisation dune turbine à gaz est la tenue à la pression et à la corrosion du filtre céramique qui doit filtrer les fumées issues de la chaudière, avant leur passage dans la turbine à gaz. Sur le plan des rejets, le lit fluidisé dense se caractérise par une désulfuration de 90 %, pour un ratio calcium / soufre de 2, avec un rendement attendu de 95 % espéré pour le lit fluidisé sous pression. Les émissions doxydes dazote sont comprises dans un intervalle de 150 à 575 mg/Nm3, les émissions de poussières étant inférieures à 50 mg / Nm3. · La gazéification intégrée du charbon à cycle combiné Le principe de cette technologie consiste à gazéifier préalablement le charbon en la chauffant à haute température dans une atmosphère réductrice. Dans de telles conditions, la réaction de combustion ne se déclenche pas. Au contraire, le charbon se décompose en un mélange de gaz combustibles, notamment H2 et oxyde de carbone CO. Ce mélange est dépoussiéré, débarrassé des impuretés (HCl, HF, H2S), et utilisé comme combustible dans une turbine à gaz12. La chaleur récupérée dans les gaz déchappement de la turbine à gaz, est utilisée, comme dans tous les cycles combinés, pour produire de la vapeur qui elle-même entraîne une turbine complémentaire, selon le schéma indiqué figure suivante. Figure : Schéma de principe de la gazéification intégrée du charbon à cycle combiné Une installation de ce type est complexe en raison de nombreuses étapes préalables de la gazéification du charbon et du traitement des gaz. Sur le principe, elle devrait permettre datteindre des rendements élevés tant pour la production que pour la dépollution. Tableau : Démonstrateurs de gazéification intégrée du charbon à cycle combiné (IGCC)13
Les rendements actuels sont de 43 à 45 % mais 47 % est espéré. La désulfuration seffectue à hauteur de 98 %. Les émissions de NOx sont de 150 mG/Nm3. Les émissions de poussières atteignent 10 mg/Nm3. · Récapitulation des performances des différentes technologies Tableau : Comparaison des technologies opérationnelles du charbon propre
Les tableaux ci-après récapitulent les spécificités des différentes technologies en développement. Tableau : Comparaison des technologies en développement du charbon propre
Tableau : procédés de traitement des fumées des centrales à charbon
· La France, bien placée dans la compétition internationale La concurrence sur les chaudières à charbon est forte, compte tenu des perspectives de la demande mondiale. Le tableau suivant indique quelles sont les principales entreprises en compétition. Tableau : Principaux constructeurs de centrales à charbon14
Le marché des chaudières LFC est prometteur. Dix tranches de plus de 100 MWe ont été mises récemment en exploitation dans le monde. Les commandes récentes représentent 12 tranches, tandis quavant la fin 1999 une quinzaine de tranches supplémentaires devraient avoir été réparties entre les constructeurs. On estime par ailleurs que le nombre de projets susceptibles dêtre concrétisés à court terme sélève à 32 tranches, alors quà moyen terme, 25 tranches supplémentaires pourraient être finalisées. Ainsi, lInde définit à lheure actuelle 5 à 6 chaudières au charbon ou au lignite pour lalimentation en électricité de plusieurs grandes villes et régions touristiques. La Chine élabore quant à elle un programme dune dizaine de projets. La position concurrentielle dAlstom nécessite toutefois dêtre renforcée par le construction dune nouvelle centrale à lit fluidisé circulant, dune puissance accrue par rapport à celle de Gardanne de 250 MWe, actuellement en fonctionnement. EDF a lancé fin 1997 létude dune chaudière 600 MW LFC en cycle supercritique avancé à haute pression (270 bar ; température de vapeur : 600 °C en surchauffe et resurchauffe), avec prise en compte des futures normes démission (100 ppm de SO2 et NOx). Il sagit de préparer le renouvellement du parc de production à lhorizon 2005-2010. La réalisation en France dun tel démonstrateur de 600 MW LFC permettrait à lindustrie française de disposer dune expérience et dune référence utiles pour la conquête des marchés étrangers. Létude « coûts de référence » de la production électrique de la Digec, publié en 1997, propose des estimations de coûts pour deux types de technologie, une chaudière de 600 MWe utilisant le charbon pulvérisé avec traitement aval des fumées dune part, et, dautre part, une chaudière à lit fluidisé circulant dune puissance de 400 MWe, dérivée de linstallation de 250 MWe de Gardanne. Les deux installations sont destinées à une mise en service industriel en 2000. Tableau : Caractéristiques générales des installations étudiées dans létude « coûts de référence » de la production électrique Digec 1997
Des hypothèses différenciées dévolution des prix du combustible sont posées, en prenant deux valeurs extrêmes pour le dollar (5 F et 6,5 F) et deux valeurs extrêmes pour le combustible (40 et 50 dollars par tonne). En outre, les coûts de manutention et de transport entre le port dimportation et la centrale électrique sont pris égaux à 35 F/tonne lorsque celle-ci est en bord de mer et à 95 F/tonne lorsquelle est située à lintérieur des terres. Tableau : Hypothèses sur le prix du combustible
Le coût du kWh produit avec une centrale au charbon est, selon la Digec, compris entre 19,5 et 23,9 centimes. Ce coût présente une sensibilité non négligeable vis-à-vis du prix CIF du charbon, une variation de 10 % de ce prix entraînant une variation de 5 % du prix de revient du kWh. Tableau : Coûts du kWh produit avec une centrale au charbon taux dactualisation de 5 %
· Les coûts de R & D à inclure Les coûts de la recherche et du développement pour les centrales thermiques classiques fonctionnant au charbon sont explicitement exclus des coûts de production ci-dessus. Or la technologie du lit fluidisé circulant nest pas encore stabilisée dune part et dautre part nécessite des approfondissements pour améliorer la compétitivité de cet outil de production. Selon la Digec, EDF poursuit des actions de R & D sur les moyens thermiques classiques, pour un montant denviron 500 millions de francs par an. La prise en compte de ces dépenses, au demeurant nécessaire, revient à augmenter le coût du kWh denviron 0,1 centime. · Les coûts des déchets solides à prendre en compte Létude Digec suppose que les coûts de démantèlement sont compensés par la valorisation des matériaux récupérés en fin de cycle. Il semble que cette hypothèse doive être précisée, sinon abandonnée. Les cendres issues de la combustion du charbon diffèrent selon l'origine du combustible et selon le mode de combustion. Il est possible de les classer en 3 grandes familles16. a) Cendres Silico-Alumineuses Elles proviennent de la combustion de la houille dans des chaudières à charbon pulvérisé. Ces cendres sont en grande partie valorisables pour la fabrication de béton, pour la fabrication de graves-cendres routières ou en remblais. Certaines de ces utilisations sont normalisées. Ces cendres peuvent être stockées temporairement et reprises, sous réserve de les sécher. La SNET a valorisé, en 1998, 758.000 tonnes de cendres de ce type, soit la quasi totalité de la production. Il est à noter que lorsque ces cendres interviennent en substitution de ciment, elles génèrent indirectement une économie d'énergie due à la non fabrication du ciment substitué. b) Cendres Silico-Calciques Elles proviennent de la combustion de houille dans des chaudières à Lit Fluidisé Circulant. Ces cendres n'existent en quantité industrielle que depuis le début des années 90. Les pistes concernant leur valorisation ne sont pas toutes, à ce jour, explorées. Ces cendres sont valorisées en cimenteries, en remblais routiers, en injection pour remblayage de cavité. En 1998, la SNET a valorisé 33 200 tonnes de ces cendres sur une production de 222 100 tonnes. c) Cendres Sulfo-Calciques: Ces cendres sont issues de la combustion de charbon de Provence en chaudière à charbon pulvérisé, ou en LFC. Leur valorisation est difficile et recoupe partiellement celle des cendres silico-calciques. En 1998, la valorisation a été de 31 800 tonnes sur une production de 192 000 tonnes. Compte tenu de la fermeture programmée de la mine de Provence, ce type de cendres devrait progressivement disparaître. L'utilisation de charbon nécessite donc de disposer de capacité de stockage, soit temporaire pour une valorisation ultérieure, soit définitive pour les cendres non valorisables. Il s'agit de décharges internes de produit inerte dont le coût ramené à la tonne de cendre stockée est de l'ordre de 40 F. · Les coûts de démantèlement sont à prendre en compte Le total prévu par la SNET, pour le démantèlement de ses centrales, est de 334 millions de francs 1998. Le tableau suivant précise les ordres de grandeur. Tableau : Exemples des coûts de démantèlement dune centrale au charbon17
Il semble quen première approximation, les provisions pour coûts de démantèlement soient peu éloignées de celles effectuées pour le nucléaire, soit près de 12 % du coût dinvestissement. Il conviendrait donc de réexaminer les coûts dinvestissement. En réalité, il semblerait plus logique que la valorisation des cendres vienne en déduction du prix du combustible et que les coûts de démantèlement soient pleinement ajoutés au coût dinvestissement. Au final, il apparaît quaprès prise en compte des dépenses de R & D et des coûts de démantèlement, ainsi que de la valorisation des cendres, le coût du kWh charbon devrait probablement être augmenté de 0,5 centime. Lhistoire de léquipement hydroélectrique de la France est celui dune épopée, qui sest déroulée en deux phases. Les premiers pas de lhydroélectricité seffectuent dans un cadre privé, défini par la loi du 9 juillet 1892 et par la loi du 16 octobre 1919. Un régime de concessions dEtat est instauré pour les installations dune puissance minimale supérieure à 500 kW. Un modèle original de gestion mixte est mis en place et se révèle performant. Entre les deux guerres, cinquante barrages sont édifiés. La loi de nationalisation de 1946 met à disposition dEDF la presque totalité de lappareil de production hydroélectrique, la CNR société déconomie mixte fondée en 1921 restant toutefois à lécart. Des chantiers lancés avant la guerre sont alors terminés, comme ceux de lAigle et de Génissiat. Par ailleurs de nouveaux aménagements sont réalisés sur la Durance, à Fessenheim par exemple. Le développement de lhydroélectricité peut senvisager soit par des équipements lourds soit par lintermédiaire des producteurs autonomes dans le cadre dinstallations de puissance restreinte. En 1998, on estime que 60 % du potentiel théorique national sont exploités. Aucun grand équipement nest envisagé18. Le développement de lhydroélectricité ne peut donc senvisager que lintermédiaire dinitiatives locales ou privées. La loi du 2 août 1949 facilita lémergence dun véritable secteur de producteurs autonomes en permettant laménagement et lexploitation de nouvelles installations ne dépassant pas une puissance de 8 000 kVA ainsi que les centrales destinées à lautoconsommation par des entreprises et des collectivités. Par le décret du 20 mai 1955, les producteurs autonomes reçoivent une garantie dachat de leur production ou de leurs excédents par EDF. Le contrat dentreprise Etat / EDF 1997-2000 prévoit que « les pouvoirs publics maintiendront lobligation dachat par EDF aux nouveaux producteurs indépendants pour les seules productions électriques issues de la cogénération ou dénergies renouvelables ». La CNR exploite 18 barrages sur le Rhône et a produit 14 TWh en 1997, ce qui représente 20 % de l'électricité hydraulique française19. Les barrages sont aujourd'hui amortis. Le coût complet du courant produit est très bas : 8 centimes par kWh. Cliquer ici pour accéder à la fin de la partie III du
chapitre II: Cliquer ici pour retourner au sommaire général 1 R. Mahler, Alstom, audition du 21 janvier 1999. 2 Selon ce théorème, le rendement énergétique d'un moteur thermique est fonction du rapport des températures de la source chaude (par exemple la chambre de combustion d'un moteur à explosion à 4 temps) et de la source froide (par exemple le radiateur du même moteur à explosion 3 R. Mahler, Alstom, audition du 21 janvier 1999. 5 Source : BP, cité dans Le contexte énergétique, CEA-DSE/SEE, janvier 1999. 6 Source : BP, cité dans Le contexte énergétique, CEA-DSE/SEE, janvier 1999. 7 C. Jullien, SNET, séminaire EFE, 27 novembre 1998. 8 total de lextraction de houille et de lignite. 9 Source : SNET, audition du 21 janvier 1999. 10 Source : SNET, audition du 21 janvier 1999. 11 Source : SNET, audition du 21 janvier 1999. 12 C. Jullien, Quel rôle pour le charbon dans le panorama énergétique actuel, séminaire EF, 27/11/1998. 13 Source : SNET, audition du 21 janvier 1999. 14 Source : SNET, audition du 21 janvier 1999. 16 Source : Snet, audition du 21 janvier 1999. 17 Source : Snet, audition du 21 janvier 1999. 18 Légendes dun siècle : cent ans de politique hydroélectrique française, D. Varaschin, Annales des Mines, août 1998.
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