Les centrales au charbon et au gaz naturel, qui ont longtemps constitué l'épine dorsale d'une puissance de base fiable, sont en train d'être modernisées ou réutilisées pour brûler des matières premières à faible teneur en carbone. Parallèlement, les centrales électriques de la prochaine génération sont construites à partir du sol pour fonctionner sur des combustibles qui produisent des émissions de gaz à effet de serre proches de zéro. Cet article examine les solutions de remplacement les plus prometteuses pour les centrales électriques existantes et futures, les avantages qu'elles offrent et les obstacles à surmonter pour une adoption généralisée.

Centrales électriques traditionnelles et intégration des carburants de remplacement

Les centrales existantes, en particulier celles conçues pour le charbon ou le gaz naturel, représentent un investissement massif dans les infrastructures énergétiques, qui, au lieu de les déclasser prématurément, sont de nombreux opérateurs qui co-fendent ou se transforment pleinement en carburants de substitution, ce qui préserve la fiabilité du réseau tout en réduisant l'intensité en carbone de la production d'électricité.

Co-firage de biomasse et conversion dédiée

La biomasse comprend une vaste gamme de matières premières organiques, y compris les granulés de bois, les résidus agricoles, les cultures énergétiques et même les algues cultivées à des fins déterminées. Lorsqu'elle est brûlée, la biomasse libère du dioxyde de carbone, mais le CO2 fait partie d'un cycle de carbone à court terme : les plantes l'ont absorbé de l'atmosphère pendant la croissance.

  • Les granulés de bois[ provenant de forêts gérées de façon durable sont le combustible de biomasse le plus courant pour les centrales électriques. Ils peuvent être co-alimentés avec du charbon dans des chaudières existantes avec des modifications minimes, ou utilisés comme un seul combustible dans des unités converties.
  • Les résidus agricoles tels que la cuisinière à maïs, les coques de riz et la bagasse de canne à sucre offrent une voie de gaspillage vers l'énergie qui réduit également les émissions de méthane provenant de la combustion ou de la décomposition à ciel ouvert.
  • Les cultures énergétiques[ comme la mauvaise canthus, l'herbe à herbe et le saule à rotation courte sont cultivées spécifiquement pour le carburant. Elles nécessitent moins d'engrais que les cultures vivrières et peuvent être récoltées annuellement, ce qui assure un approvisionnement constant en carburant.

Malgré les avantages, la biomasse est confrontée à des défis : disponibilité et saisonnalité des matières premières, teneur en humidité plus élevée, réduction de l'efficacité de la combustion, et nécessité d'infrastructures supplémentaires de manutention et de stockage du combustible.

Déchets à énergie: transformer la corbeille en énergie

Les déchets solides municipaux contiennent un mélange de matières organiques, de plastiques, de papier et de textiles, qui ont tous une valeur calorifique. Les usines de traitement des déchets à l'énergie incinèrent ces déchets dans des conditions contrôlées pour produire de la vapeur pour la production d'électricité à partir de turbines.

  • L'incinération par combustion de masse[ est la technologie la plus courante, où les déchets sont brûlés selon les quantités reçues.
  • Le combustible dérivé de la réutilisation[ consiste à traiter les déchets pour en retirer les matières recyclables et les matières non combustibles, produisant un combustible plus homogène ayant une plus grande valeur de chauffage, ce qui peut être co-alimenté avec le charbon ou la biomasse dans les centrales électriques existantes.
  • La digestion anaérobie des déchets organiques produit du biogaz (principalement du méthane et du dioxyde de carbone), qui peut être nettoyé pour obtenir du gaz naturel renouvelable de qualité pipelinière et brûlé dans des turbines à gaz.

Les déchets vers l'énergie réduisent les volumes de décharge et les émissions de méthane tout en produisant de l'électricité. Toutefois, les coûts en capital sont élevés, l'opposition du public à l'incinération persiste et la combustion de plastiques rejette le dioxyde de carbone fossile.

Mélange d'hydrogène dans les centrales au gaz naturel

Les centrales à cycle combiné au gaz naturel comptent parmi les centrales à combustibles fossiles les plus efficaces, mais elles émettent toujours du CO2. En mélangeant l'hydrogène dans l'approvisionnement en gaz naturel, les exploitants peuvent réduire la teneur en carbone du combustible tout en utilisant des turbines à gaz existantes avec des modifications mineures.

  • L'hydrogène gris issu du reformage du méthane de vapeur est le moins cher, mais il libère du CO2 pendant la production.
  • L'hydrogène bleu utilise la vapeur reformée avec capture de carbone, ce qui permet d'éliminer 60 à 90 % du CO2. Il peut être un carburant de pont jusqu'à ce que l'hydrogène vert devienne compétitif sur le plan des coûts.
  • L'hydrogène vert produit par électrolyse à l'aide d'électricité renouvelable ne dégage aucun carbone pendant la production. À mesure que les coûts de l'électrolysage diminuent et que la capacité des énergies renouvelables augmente, l'hydrogène vert devrait devenir la source dominante de mélange dans le secteur de l'électricité.

Les défis du mélange d'hydrogène comprennent la nécessité de matériaux de pipeline robustes pour prévenir l'embrasement, une densité d'énergie volumétrique plus faible (qui exige des volumes de stockage et de transport plus importants) et la pénalité énergétique de la production d'hydrogène (50 à 70 % d'efficacité pour l'électrolyse).

Centrales électriques de prochaine génération et combustibles avancés

Bien que la modernisation des installations existantes soit une stratégie pragmatique à court terme, les centrales électriques de la prochaine génération sont conçues de façon à fonctionner à partir de combustibles neutres ou négatifs au carbone, qui comportent souvent de nouveaux systèmes de combustion, des turbines souples au combustible ou des cycles avancés tels que le CO2 supercritique ou le cycle Allam-Fetvedt qui capturent intrinsèquement le CO2.

L'hydrogène vert comme combustible primaire

L'hydrogène vert est produit en divisant l'eau en hydrogène et en oxygène à l'aide d'électricité renouvelable. Lorsqu'il est brûlé dans une turbine à gaz, il ne produit que de la vapeur d'eau.

  • L'hydrogène peut être stocké dans des cavernes salines ou des réservoirs hors sol, ce qui permet un stockage d'énergie de longue durée qui complète les énergies renouvelables variables comme l'énergie éolienne et solaire.
  • Les électrolyseurs à grande échelle peuvent être installés à côté des centrales électriques, créant des moyeux intégrés qui produisent, stockent et consomment de l'hydrogène sur place.
  • L'efficacité de la production d'énergie à partir de l'hydrogène est similaire à celle des centrales à cycle combiné au gaz naturel (50-60%), mais l'efficacité globale des circuits aller-retour de l'électricité à l'hydrogène et au dos est inférieure en raison des pertes d'électrolyse et de compression.

Le principal obstacle est le coût. Les coûts de production d'hydrogène vert sont actuellement de 4 $/kg, comparativement à 1 $/kg pour le gaz naturel (selon l'équivalent énergie). Cependant, des économies d'échelle, la baisse des prix des électrolyseurs (qui ciblent 300 $/kW d'ici 2030) et l'électricité renouvelable bon marché pourraient ramener les coûts à 1,5 $/kg en une décennie, ce qui le rendrait compétitif par rapport au gaz naturel dans les régions où les prix du carbone sont élevés.

L'ammoniac comme combustible sans carbone

L'ammoniac (NH3) ne contient pas de carbone et est plus facile à stocker et à transporter que l'hydrogène parce qu'il liquéfie à pression modérée (8,6 bar à 20 °C) ou à basse température (-33 °C). Il peut être brûlé directement dans des turbines à gaz modifiées ou utilisé dans des piles à combustible (via des crackers d'ammoniac ou des piles à combustible d'ammoniac directe).

  • Fumure directe:[ L'ammoniac brûle avec une température de flamme inférieure et un taux de réaction plus lent que le méthane, nécessitant des modifications du combustible pour éviter une combustion incomplète et la formation de NOx.
  • Ammonia-to-hydrogen: L'ammoniac peut être craqué à nouveau dans l'hydrogène et l'azote au point d'utilisation, puis l'hydrogène est brûlé. Cela ajoute de la complexité et une pénalité énergétique, mais évite le besoin de nouveaux systèmes de combustion.
  • Considérations environnementales: La production d'ammoniac repose actuellement sur le procédé Haber-Bosch, qui consomme de l'hydrogène à partir du gaz naturel. L'ammoniac vert produit à partir d'hydrogène électrolytique et d'azote provenant de l'air offre un cycle entièrement renouvelable.

L'ammoniac a une densité d'énergie en volume inférieure à celle du gazole ou du gaz naturel (environ la moitié de celle du méthanol), mais il est encore pratique pour le stockage à grande échelle.

Combustibles synthétiques à partir de CO2 captés

Les combustibles synthétiques, également appelés carburants électroniques, sont produits en combinant le dioxyde de carbone capturé et l'hydrogène dérivé de l'électricité renouvelable. Les hydrocarbures résultants (comme le méthane synthétique, le méthanol ou le diesel Fischer-Tropsch) sont chimiquement identiques aux combustibles fossiles et peuvent être utilisés dans les installations existantes sans modification.

  • Le méthane synthétique[ peut être injecté dans des gazoducs de gaz naturel et brûlé dans des installations à cycle combiné existantes. Le processus est efficace à environ 50 % (électricité pour alimenter l'électricité), mais lorsque le CO2 est capté dans l'atmosphère ou dans des sources biogéniques, le cycle peut être neutre en carbone ou même négatif en carbone si le processus de captage est efficace.
  • Méthanol est un combustible liquide qui peut être utilisé dans les turbines à gaz, dans les piles à combustible ou comme matière première pour la production chimique. Il a une densité d'énergie plus élevée que l'hydrogène et est non toxique, mais la combustion produit du CO2 qui doit être récupéré pour fermer la boucle.
  • Les combustibles de Fischer-Tropsch[ produisent du diesel ou du carburant à réaction qui peut être utilisé dans les générateurs d'énergie classiques ou les turbines de secours.

Le principal obstacle aux combustibles synthétiques est le coût élevé du captage du CO2 (en particulier de l'air) et les grandes quantités d'électricité renouvelable nécessaires. Par exemple, la production d'un litre de diesel synthétique nécessite de 20 à 30 kWh d'électricité.

Analyse comparative des carburants de remplacement

Le choix du bon combustible dépend de plusieurs facteurs : le type d'usine, l'emplacement, le coût des ressources, l'environnement réglementaire et l'infrastructure. Le tableau ci-dessous résume les principales caractéristiques des solutions de rechange examinées.

  • Biomass:[ Coût moyen en capital, réduction de carbone faible à modérée (60 à 90 % par rapport au charbon), problèmes potentiels d'utilisation des terres, limités aux matières premières.
  • Waste-to-energie:[ Un coût élevé en capital, une réduction modérée du carbone (30–50% vs. décharge + mélange fossile), réduit le volume des déchets, les défis d'acceptation publique.
  • Hydrogène vert:[ Coût en capital très élevé (électrolyseurs + stockage), carbone proche de zéro, matière première illimitée (eau + énergies renouvelables), faible densité volumétrique nécessite un stockage important.
  • Ammonia:[ Coûts d'investissement modérés pour les nouvelles turbines, carbone proche de zéro, logistique plus facile que l'hydrogène, la toxicité et les émissions de NOx.
  • Fuels synthétiques:[ Coûts de capital et d'exploitation très élevés (capture du CO2 + électrolyse), potentiellement négatifs au carbone, compatibilité avec les baisses d'émissions, mais à forte intensité énergétique.

La combinaison optimale variera selon les régions : les pays à biomasse abondante peuvent privilégier la biomasse pulvérisée; ceux à faible consommation d'électricité renouvelable peuvent se concentrer sur l'hydrogène; les zones urbaines à problèmes de gestion des déchets peuvent opter pour la valorisation des déchets énergétiques; les mécanismes de politique tels que la tarification du carbone, les normes de portefeuille pour les énergies renouvelables et les mandats relatifs à l'hydrogène vert influeront sur ces décisions.

Défis technologiques et infrastructurels

Même les carburants les plus prometteurs sont confrontés à des obstacles importants avant qu'ils ne puissent être équipés de réseaux électriques à grande échelle.

Production et mise au point de la filière

La plupart des carburants de substitution sont produits par des procédés qui ne sont pas encore matures. Les électrolysers pour l'hydrogène vert sont à un stade commercial précoce; les plus grandes unités ne produisent aujourd'hui que quelques centaines de kilogrammes par jour. L'augmentation des milliers de tonnes par jour nécessaires à une seule grande centrale nécessitera des investissements importants en capital et une expansion de la production.

Stockage et transport

L'ammoniac peut être stocké sous forme de liquide à une pression modeste, mais les règlements de sécurité limitent son transport dans des zones densément peuplées. Les combustibles synthétiques imitent la logistique existante mais nécessitent une nouvelle infrastructure de capture et de synthèse à l'échelle. Pour les déchets vers l'énergie, la disponibilité constante des matières premières et les variations saisonnières de la composition des déchets posent des défis opérationnels.

Réaménagement de la centrale électrique

Pour les turbines à gaz, la combustion de l'hydrogène peut augmenter la vitesse de flamme et augmenter le risque de retour en flamme; GE et Siemens développent des combustibles capables de manipuler des mélanges d'hydrogène élevés. L'ammoniac nécessite une gestion soigneuse de l'azote lié au carburant pour éviter les NOx excessifs. Les chaudières à biomasse doivent être modifiées pour la manutention du combustible et l'enlèvement des cendres. Le coût de la rénovation peut varier de 50 $/kW pour la co-fraisage de la biomasse à 300 $-500 $/kW pour la conversion complète en hydrogène, ce qui en fait un investissement important.

Intégration de la capture de carbone

Pour les combustibles comme la biomasse ou les déchets vers l'énergie, la combinaison de la combustion et du captage et du stockage du carbone peut produire des émissions négatives. Le captage postcombustion à l'aide de solvants amine ou de nouveaux sorbants peut être réaménagé dans des installations existantes, mais il réduit la production électrique nette de 15 à 25 % en raison des besoins énergétiques de régénération.

Les facteurs politiques et économiques

La transition vers des carburants innovants sera accélérée ou entravée par l'action gouvernementale et les forces du marché.

Normes de tarification et d'émission du carbone

Les taxes sur le carbone et les systèmes de plafonnement et d'échange (comme le système d'échange de quotas d'émission de l'UE) rendent les combustibles à forte intensité de carbone plus coûteux, améliorant ainsi l'économie des solutions de remplacement.

Normes du portefeuille des énergies renouvelables et mandats relatifs à l'énergie propre

De nombreux pays exigent que les services publics fournissent un pourcentage croissant d'électricité provenant de sources propres, certains États et pays incluant explicitement l'hydrogène vert ou l'ammoniac dans leurs critères d'admissibilité. Par exemple, la stratégie de base pour l'hydrogène du Japon cible 3 millions de tonnes d'hydrogène d'ici 2030 et 20 millions d'ici 2050, avec une part importante consacrée à la production d'électricité.

Incitations à la biomasse et aux déchets à l'énergie

Les subventions à la biomasse, telles que l'obligation de l'Angleterre en matière de énergies renouvelables et les droits de douane d'entrée, ont entraîné la conversion des centrales au charbon en biomasse.

Collaboration et investissement internationaux

Les partenariats public-privé sont essentiels pour financer de grandes installations de démonstration. L'investissement privé est également en cours : le capital-risque et le financement de projets pour les startups d'hydrogène propre ont dépassé 20 milliards de dollars en 2023.

Perspectives et tendances nouvelles

La prochaine décennie sera marquée par une évolution rapide de la technologie des combustibles des centrales électriques.

Hubs et projets de grappes d'hydrogène

Les centres d'approvisionnement en hydrogène prévus, comme les H2Hubs aux États-Unis et le groupe HyNet au Royaume-Uni, produiront, transporteront et consomment de l'hydrogène à l'échelle, notamment des centrales électriques, des utilisateurs industriels et des installations de stockage, ce qui réduira les coûts grâce à des infrastructures partagées.

Centrales de puissance flexibles comme balanceurs de grille

Les centrales électriques doivent être plus flexibles, les énergies renouvelables variables augmentant leur part. Les centrales à hydrogène et à ammoniac peuvent se diluer rapidement, fournissant des services de réseau essentiels. Certains projets combinent électrolyseurs et centrales électriques pour produire de l'hydrogène lorsque l'électricité est bon marché et la brûler lorsque la demande est élevée, agissant comme une batterie géante.

Capture directe d'air et synergies de combustibles synthétiques

Plusieurs entreprises (Carbon Engineering, Climeworks, Global Thermostat) déploient des installations DAC; les jumeler avec de l'hydrogène électrolytique et une centrale électrique pourraient générer de l'électricité sans carbone tout en éliminant le CO2 de l'atmosphère. Ce concept est encore coûteux mais suscite un vif intérêt politique.

Cycles de combustion avancés

Au-delà de la simple combustion, de nouveaux cycles thermodynamiques émergent. Le cycle Allam-Fetvedt, qui utilise le CO2 supercritique comme fluide de travail, sépare facilement le CO2 pendant la combustion, permettant une capture quasi-complète à faible coût. Il peut fonctionner sur gaz naturel, gaz synique ou hydrogène. Net Power construit une usine de démonstration de 300 MW au Texas. De même, le cycle sCO2 Brayton avec l'oxycombustion offre une efficacité élevée et une pertinence inhérente au captage du carbone.

Conclusion

Les solutions de remplacement novatrices du combustible remodelent le secteur de la production d'électricité. La biomasse, les déchets à l'énergie et le mélange d'hydrogène sont des options pratiques à court terme pour les installations existantes, tandis que l'hydrogène vert, l'ammoniac et les combustibles synthétiques offrent des voies menant à des émissions presque nulles pour les installations de la prochaine génération.

Le futur système énergétique comptera probablement sur un mélange diversifié de combustibles, chacun adapté à des conditions locales spécifiques. Les centrales électriques conçues ou mises à niveau pour la flexibilité des carburants seront les mieux placées pour s'adapter aux changements économiques et réglementaires. La recherche continue, la collaboration internationale et les investissements soutenus sont essentiels pour transformer ces solutions prometteuses en un réseau électrique mondial propre, fiable et résistant.