Le rôle stratégique du gaz naturel dans le mélange énergétique mondial

Les centrales au gaz naturel fournissent actuellement environ le quart de la production mondiale d'électricité, ce qui en fait la deuxième source d'électricité après le charbon dans de nombreuses régions. Leur flexibilité opérationnelle leur permet de se développer rapidement, ce qui en fait un complément naturel aux sources renouvelables variables comme l'éolien et l'énergie solaire. Contrairement aux centrales au charbon qui nécessitent des heures pour ajuster la production, les turbines à gaz modernes à cycle combiné peuvent passer de la charge minimale à la pleine capacité en moins de 30 minutes.

L'argument environnemental pour le gaz naturel repose historiquement sur sa faible intensité de carbone. Lorsqu'il est brûlé dans une usine moderne à cycle combiné, le gaz naturel émet environ 350 à 400 kilogrammes de CO2 par mégawatt-heure, comparativement à 800 à 900 kilogrammes pour le charbon.Cette réduction d'environ 55 pour cent du CO2 par unité d'électricité a amené de nombreux pays à adopter le gaz naturel comme combustible transitoire qui peut déplacer le charbon pendant que les infrastructures renouvelables augmentent.

Le gaz naturel est principalement le méthane, qui a un potentiel de réchauffement climatique environ 80 fois plus grand que le CO2 sur une période de 20 ans. Les fuites de méthane le long de la chaîne d'approvisionnement de la pointe de la tête de puits à la pointe de la centrale peuvent considérablement miner ou même éliminer les avantages climatiques du passage du charbon. Les études du Fonds de défense de l'environnement ont trouvé des taux de fuite dans certaines régions productrices qui rendraient le gaz naturel pire pour le climat que le charbon sur des horizons plus courts.

Profil des émissions d'une centrale à gaz naturel

Une usine conventionnelle à cycle combiné produit trois catégories d'émissions qui doivent être traitées pour une opération à émissions nulles. L'émission primaire est le dioxyde de carbone, qui comprend environ 7 à 8 % des émissions d'échappement dans une usine typique. La deuxième catégorie comprend les polluants de critères tels que les oxydes d'azote et les oxydes de soufre, qui contribuent au smog et aux pluies acides, mais qui sont déjà contrôlés par la réduction catalytique sélective et d'autres mesures de lutte contre la pollution.

L'opération de dépollution nécessite l'élimination simultanée des trois catégories.Le dioxyde de carbone doit être capté avant le rejet, la combustion doit être gérée de manière à produire zéro ou presque zéro NOx, et le glissement du méthane doit être réduit à des niveaux négligeables.

Technologies de captage et de stockage du carbone

Capture après la combustion

Après la combustion, le captage du carbone consiste à séparer le CO2 du flux d'échappement après la combustion du gaz naturel. L'approche la plus mature utilise des solvants chimiques, généralement des composés à base d'amines qui absorbent sélectivement le CO2 du gaz de combustion. Le solvant est ensuite chauffé pour libérer un flux concentré de CO2 qui peut être comprimé et transporté pour stockage ou utilisation.

La principale difficulté avec la capture après la combustion est la pénalité énergétique. La chaleur nécessaire pour régénérer le solvant réduit la production d'électricité nette de l'usine d'environ 8 à 12 pour cent, et l'équipement supplémentaire ajoute des coûts en capital importants. Le gaz de combustion à basse pression provenant des usines de gaz naturel contient également environ 4 à 5 pour cent de CO2, inférieur aux 12 à 15 pour cent trouvés dans le gaz de combustion du charbon, ce qui signifie que de plus grands volumes de gaz doivent être traités pour capturer la même masse de CO2.

Capture avant combustion et cycle d'allam

La capture avant combustion suit une approche différente en convertissant le gaz naturel en un mélange d'hydrogène et de CO2 avant combustion, puis en séparant le CO2 et en ne brûlant que l'hydrogène. Le gaz naturel est reformé avec de la vapeur pour produire du gaz de synthèse, qui subit une réaction de déplacement du gaz d'eau pour augmenter la concentration d'hydrogène. Le CO2 est ensuite capté à l'aide de solvants physiques ou de membranes, laissant un flux de combustible riche en hydrogène qui peut être brûlé sans produire de CO2 supplémentaire.

Le cycle Allam-Fetvedt est un phénomène plus radical que la combustion classique, qui utilise l'oxycombustion, le gaz naturel brûlant avec un oxygène presque pur plutôt que l'air, et fonctionne avec du CO2 supercritique comme fluide de travail au lieu de la vapeur. Le courant d'échappement est presque entièrement composé de CO2 et d'eau, le CO2 étant facilement séparé, comprimé et envoyé au stockage pendant qu'une partie est recyclée par la turbine. Le cycle atteint un rendement thermique élevé tout en produisant un flux de CO2 prêt à l'emploi à haute pression, évitant ainsi la nécessité d'un équipement de compression distinct.

L'hydrogène comme voie de carburant zéro carbone

Combustion d'hydrogène dans les turbines à gaz

La combustion d'hydrogène au lieu du gaz naturel élimine les émissions de CO2 au point de combustion, à condition que l'hydrogène lui-même soit produit par des méthodes à faible teneur en carbone. Les turbines à gaz modernes conçues pour le gaz naturel peuvent être modifiées pour traiter les mélanges de combustibles hydrogène, et plusieurs fabricants ont introduit des turbines à 100 % pour fonctionner à l'hydrogène.

La dynamique de combustion diffère également sensiblement avec l'hydrogène. La vitesse de combustion plus élevée et la gamme plus large d'inflammabilité de l'hydrogène nécessitent des modifications de la conception du brûleur pour empêcher le retour en flamme, où la flamme se propage en amont dans la buse de carburant. Les systèmes de combustion à faible teneur en NOx conçus pour le gaz naturel peuvent ne pas fonctionner efficacement à des fractions d'hydrogène élevées.

Production d'hydrogène vert, bleu et turquoise

L'impact de la combustion de l'hydrogène sur les émissions dépend entièrement de la façon dont l'hydrogène est produit. L'hydrogène vert est produit par électrolyse à l'aide d'électricité renouvelable, ce qui entraîne des émissions nulles tout au long de la chaîne de valeur. L'hydrogène bleu est produit à partir du gaz naturel par reformage du méthane de vapeur ou par reformage autothermique avec capture de carbone, ce qui donne de l'hydrogène avec 60 à 85 pour cent moins d'émissions de CO2 que la combustion directe de gaz naturel.

L'économie actuelle favorise fortement l'hydrogène bleu, qui peut être produit à environ 2 $ à 3 $ le kilogramme, comparativement à 5 $ à 8 $ le kilogramme pour l'hydrogène vert. Cependant, la baisse des coûts d'électricité renouvelable et l'amélioration de l'efficacité des électrolysateurs réduisent rapidement cette lacune.

Le regroupement et la transition des infrastructures

La plupart des études indiquent que les mélanges jusqu'à 20 % d'hydrogène en volume nécessitent des modifications minimales aux pipelines, aux joints et aux équipements des utilisateurs finaux. Cette approche permet aux turbines à gaz de commencer à réduire immédiatement les émissions pendant que la production d'hydrogène s'élève et que des infrastructures dédiées sont construites. Plusieurs gestionnaires de réseaux européens de transport de gaz ont effectué des essais réussis avec 20 % de mélanges d'hydrogène dans des réseaux à haute pression, et des projets au Royaume-Uni visent la conversion à 100 % d'hydrogène dans certains réseaux de distribution d'ici le milieu des années 2030.

Nouvelles technologies de combustion et de niveau système

Piles à combustible à oxyde solide intégrées avec turbines à gaz

Les piles à combustible à oxyde solide convertissent directement le gaz naturel ou l'hydrogène en électricité par des réactions électrochimiques plutôt que par combustion, produisant des rendements électriques supérieurs à 60 %, ce qui est nettement supérieur aux 40 à 45 % typiques des turbines à gaz à cycle simple. Lorsqu'elles sont intégrées à une turbine à gaz en configuration hybride, la pile à combustible fonctionne à haute température et à pression, et la chaleur et le combustible non réagi provenant de ses gaz d'échappement sont brûlés dans la turbine pour produire de l'énergie supplémentaire.

Plusieurs projets de démonstration ont validé ce concept à l'échelle du mégawatt. La technologie est confrontée à des défis liés à la durabilité des cellules, au cycle thermique et aux coûts, mais les fabricants prévoient qu'avec la production de volume, les systèmes intégrés de turbine à gaz à pile à combustible pourraient atteindre la parité des coûts avec les installations classiques à cycle combiné d'ici la fin des années 2020, tout en permettant des émissions presque nulles.

Combustion chimique en boucle

La combustion en boucle chimique présente une autre approche qui sépare intrinsèquement le CO2 pendant le processus de combustion. Le système utilise un transporteur d'oxygène d'oxyde métallique qui circule entre deux réacteurs. Dans le réacteur à combustible, l'oxyde métallique libère de l'oxygène pour brûler le gaz naturel, produisant du CO2 et de la vapeur d'eau. L'oxyde métallique réduit est ensuite retourné dans un réacteur à air où il est réoxydé avec de l'air, générant de la chaleur qui peut conduire à une turbine.

Les essais en laboratoire et à l'échelle pilote ont démontré que les particules porteuses d'oxygène sont en boucle avec divers matériaux porteurs d'oxygène, dont le fer, le cuivre et les oxydes de nickel. Les défis techniques comprennent le maintien de l'intégrité mécanique des particules porteuses d'oxygène sur des milliers de cycles et l'échelle des systèmes de réacteur de la taille pilote à la taille commerciale.

Cadre économique et politique pour les centrales à gaz à émission nulle

Considérations relatives aux coûts d'immobilisation et d'exploitation

Selon l'Agence internationale de l'énergie, le captage de carbone après combustion ajoute entre 60 $ et 90 $ par mégawatt-heure au coût de l'électricité à un niveau normalisé d'une usine à cycle combiné. Selon l'Agence internationale de l'énergie, les voies de combustion de l'hydrogène et du cycle d'Allam nécessitent actuellement une nouvelle usine de construction, les coûts d'immobilisations étant de 20 à 40 % plus élevés que les installations à cycle combiné classiques, mais avec des coûts d'exploitation différentiels moins élevés.

Le crédit d'impôt de l'article 45Q des États-Unis, qui fournit 85 $ par tonne de CO2 stocké en permanence dans des formations géologiques, peut compenser une part importante du coût de captage. Le système d'échange de quotas d'émission de l'UE, avec des fluctuations des prix du carbone de l'ordre de 60 à 100 $ par tonne métrique ces dernières années, améliore de la même façon l'économie de captage par rapport au paiement des quotas d'émission.

Exigences en matière de réglementation et d'infrastructure

Le déploiement généralisé de centrales à gaz à émission nulle dépend du développement parallèle de l'infrastructure de transport et de stockage du CO2. Les États-Unis disposent d'environ 5 000 milles de gazoducs de CO2, principalement pour des opérations de récupération du pétrole, mais un réseau national de transport du CO2 de 50 000 à 100 000 milles serait nécessaire pour appuyer un déploiement important de la capture.

L'initiative européenne de l'hydrogène Backbone a défini un plan pour construire 40 000 kilomètres de pipelines d'hydrogène d'ici 2040, reliant les centres de production aux points de demande, y compris les centrales électriques. Aux États-Unis, le ministère de l'Énergie a sélectionné sept pôles régionaux d'hydrogène propre pour le financement de la loi sur l'investissement dans les infrastructures et l'emploi, dont plusieurs prévoient d'approvisionner les centrales électriques à gaz en hydrogène.

La voie à suivre : intégrer les technologies pour une grille décarbonée

Aucune technologie ne transformera les centrales au gaz naturel en installations à émissions nulles, mais le scénario le plus probable consiste à déployer un portefeuille de solutions en fonction des conditions régionales et des caractéristiques des centrales. Les centrales existantes à proximité de réservoirs de stockage de CO2 appropriés seront probablement rénovées avec des systèmes de captage postcombustion. Les nouvelles installations construites dans des régions où l'infrastructure de développement de l'hydrogène sera conçue pour la combustion de l'hydrogène dès le départ, pourraient fonctionner avec du gaz naturel avec capture de carbone pendant une période de transition.

Le scénario Net Zero de l'Agence internationale de l'énergie d'ici 2050 prévoit que la plupart des nouvelles centrales au gaz qui seront en ligne après 2030 seront conçues pour être prêtes à capter du carbone ou capables de produire de l'hydrogène. D'ici 2040, le scénario prévoit que toutes les centrales au gaz restantes seront équipées de captage du carbone, fonctionnant à l'hydrogène à faible teneur en carbone, ou les deux.

Les centrales au gaz naturel représentent un investissement important dans des capacités de production fiables. Si ces actifs peuvent être décarbonés plutôt que retirés tôt, le coût de la transition énergétique diminue considérablement et la fiabilité de l'électricité est maintenue tandis que la capacité renouvelable continue de s'accroître. Les nouvelles technologies, depuis les solvants avancés et les boucles chimiques jusqu'aux piles à combustible à haute température et aux cycles de CO2 supercritiques, rendent cette décarbonisation techniquement réalisable.

Le gaz naturel restera dans le système électrique pendant des décennies, mais la forme qu'il prendra changera. La centrale au gaz de 2040 aura peu de ressemblance avec les centrales d'aujourd'hui. Elle captera probablement son CO2 ou brûlera l'hydrogène, obtenant des émissions nettes nulles ou même négatives si elle est combinée à la biomasse dans des configurations hybrides. Elle fonctionnera en coordination plus étroite avec les énergies renouvelables, fournissant une capacité ferme lorsque le soleil ne brille pas et le vent ne souffle pas. Et elle le fera sans compromettre les objectifs climatiques qui sont à l'origine de la transformation du système énergétique mondial.