R&D, verrous technologiques à faire sauter, horizons de temps pour la maturité des technologies en question

Ma tâche n’est pas très facile parce que les questions de R&D sur l’énergie exigent de passer du court terme au moyen terme et au très long terme. Comme cela a été dit pour un certain nombre de filières, il faut préparer des investissements sur quinze ou vingt ans.

Je donnerai trois coups de projecteur sur des enjeux scientifiques et techniques concernant l’énergie :

Comment peut-on encore utiliser des énergies carbonées alors qu’il faut sortir des énergies fossiles qui de toute façon auront une durée de vie limitée (quarante ou soixante ans pour les hydrocarbures) ?

Comment utiliser les énergies renouvelables ? Quels verrous faut-il faire sauter ?

L’avenir du nucléaire sur d’éventuelles nouvelles filières.

I. Les énergies carbonées.

La première chose à faire est d’économiser l’énergie en améliorant l’efficacité de tous les systèmes thermiques, qu’il s’agisse des turbines à gaz, du chauffage des bâtiments, des aciéries, des usines qui produisent du ciment ou de l’engrais… Une recherche à bas bruit est en cours pour augmenter l’efficacité énergétique de tous ces systèmes.

Ne pourrait-on se débarrasser du gaz carbonique qui sort d’une centrale thermique ou d’une aciérie ? Beaucoup de scénarios énergétiques retiennent la possibilité de le faire, en captant et en stockant le CO2 (un processus dit CCS pour Carbon Capture and Storage), moyennant quelques points d’interrogation techniques. Par exemple, on filtre le CO2 dans les effluents d’une centrale thermique par un procédé chimique ou physico-chimique, on l’envoie dans un gazoduc puis on l’enfouit dans un souterrain ou un ancien gisement de pétrole. L’opération n’est pas donnée : soixante euros à quatre-vingts euros la tonne de CO2 économisée. Cela n’a de sens que si une taxe carbone mondiale pèse sur tous les systèmes utilisant les combustibles fossiles. Une quinzaine ou une vingtaine d’installations pilotes fonctionnent dans le monde. La Commission européenne a d’ailleurs très récemment accordé un contrat au BRGM (Bureau de Recherches Géologiques et Minières) qui va piloter un projet européen avec une quinzaine de partenaires. De même, l’IFP énergies nouvelles (l’Institut Français du Pétrole et des Énergies Nouvelles) vient d’obtenir un contrat européen pour faire la même opération à Dunkerque sur une usine ArcelorMittal (le CO2 est capté à la sortie de l’aciérie puis envoyé dans un gazoduc vers la Norvège où il est enfoui). Ces opérations qui techniquement ne sont pas très difficiles sont coûteuses car elles nécessitent des infrastructures.

Des progrès considérables ont été réalisés dans les rendements des turbines à gaz et autres systèmes thermiques destinés à produire de l’électricité. Je pense aux turbines à cycles combinés : les effluents gazeux qui sortent d’une turbine à gaz passent dans un échangeur, on fait chauffer de l’eau, on la vaporise, on l’envoie dans une turbine à vapeur classique, le rendement est de 55 % à 60 %. Pour ce faire, une innovation pointe le bout du nez aux États-Unis : dans une chambre de combustion du gaz naturel est porté à haute température (1200° à 1300°) puis l’effluent, essentiellement du CO2, est comprimé à 300 atmosphères, on le fait passer dans une phase dite supercritique en thermodynamique (c’est-à-dire à haute densité) et on fait fonctionner une turbine à CO2 mise au point par Toshiba (l’idée vient du MIT). Et le CO2 est encore recyclé deux ou trois fois. L’installation pilote est à Houston aux États-Unis où de nombreux gisements de gaz naturel ou de pétrole épuisés permettent de se débarrasser du gaz résiduel. Le rendement est de 60 % avec une seule turbine. Ce n’est pas miraculeux mais cela permet d’espérer que, pour les turbines à gaz, la messe n’est peut-être pas complètement dite, on peut même chanter un Te Deum pour ce genre de système !

On peut aussi utiliser le carbone renouvelable fabriqué par les cycles photosynthétiques et fabriquer des bio-carburants à partir de la biomasse. Ce sont les bio-carburants classiques de première génération. La France utilise 8 % à 9 % de bio-carburant, c’est-à-dire de l’éthanol mélangé à l’essence ou du biodiesel fabriqué à partir de corps gras mélangé au diesel. On peut aussi, mais on ne le fait pas, utiliser des moteurs fonctionnant à l’éthanol pur (les Brésiliens roulent à l’alcool pur). M. Proglio parlait de l’Afrique, on peut se demander s’il est décent de mettre dans les réservoirs des biomasses à finalité alimentaire, tel le maïs, comme le font les Américains.

D’où l’idée d’une deuxième génération de bio-carburants sur lesquels une recherche assez active est menée dans le monde. Cela consiste à utiliser les déchets végétaux (déchets forestiers, rafles de maïs, paille…) et à transformer l’ingrédient de cette biomasse, la lignocellulose (lignine + cellulose) : la cellulose, un polymère du glucose, est coupée en petits sucres avec de l’enzyme puis fermentée. Le rendement est moins bon que dans la première génération mais c’est faisable. Huit à dix pilotes fonctionnent dans le monde dont un près de Reims, à Pomacle.

Troisième génération : les algues. L’équivalent d’un biodiesel mélangeable avec le kérosène peut être fabriqué à partir des algues qui contiennent des corps gras. Les Japonais ont mis au point ce genre de technique. Ce carburant est testé dans une ou deux compagnies d’aviation japonaises et dans plusieurs avions de l’armée de l’air américaine.

Enfin une technique très futuriste, envisagée dans le très long terme, consisterait à utiliser le génie génétique pour transformer le génome de plantes, d’algues, de bactéries, afin qu’elles produisent directement de l’alcool, voire des hydrocarbures. L’expérience a été faite par les Coréens du sud il y a quelques années. C’est encore au stade du laboratoire. Cela suppose évidemment l’admissibilité des OGM.

On voit qu’il y a encore des perspectives avec l’utilisation du carbone.

II. Les énergies renouvelables.

Les intervenants précédents ont insisté sur le fait que ce sont des énergies intermittentes sauf la géothermie. L’énergie hydraulique elle-même est intermittente (quand il ne pleut pas ou qu’il n’y a pas de neige l’hiver, les barrages d’EDF ne sont pas pleins).

L’éolien est une énergie mature (connue depuis le haut Moyen Âge), qu’il soit terrestre ou off-shore. Les projets, notamment en Allemagne, financés par la Commission européenne, concernent des éoliennes d’une puissance de 10 MW (soit la puissance de l’ensemble des moteurs d’une rame de TGV Atlantique) voire 20 MW. Cela suppose, pour l’off-shore, des mâts d’éoliennes hauts d’environ 200 mètres et des pales de 150 mètres de diamètre. D’où des difficultés techniques qui nécessitent des recherches sur la mécanique afin que les éoliennes off-shore résistent à la tempête.

On peut placer une hydrolienne dans un courant marin fort et régulier. Cette énergie a l’avantage de n’être pas intermittente. Une expérience est menée à la pointe de La Hague dans le raz Blanchard, un courant qui a une grande vitesse. Le problème de l’énergie marine, c’est la tenue en mer du système, dans un milieu très corrosif. Très peu de scénarios énergétiques envisagent que l’énergie marine acquière une place importante dans la production d’électricité.

Il existe deux modes d’utilisation du solaire.

Le solaire thermique à concentration consiste à concentrer les rayonnements solaires, par un jeu de miroirs, sur un récipient pour chauffer un liquide qui va passer dans un échangeur et produire de la vapeur ensuite utilisée dans une turbine et un alternateur. Cette technique, mature, fonctionne bien mais exige un ensoleillement fort et régulier. Les Marocains ont une centrale pilote d’une centaine de mégawatts à Ouarzazate. Une filiale de Total a aussi une centrale de ce type en Californie. Le solaire thermique offre l’avantage de pouvoir stocker la chaleur solaire dans un liquide pour l’utiliser la nuit, ce qu’on ne peut pas faire avec le solaire photovoltaïque.

Le solaire photovoltaïque transforme directement l’énergie lumineuse en énergie électrique par l’intermédiaire d’un matériau semi-conducteur (cellules et panneaux solaires). Le cheval de bataille est le silicium, semi-conducteur de base de la micro-électronique, dont les coûts de fabrication ont chuté énormément depuis dix ans, en raison de sa fabrication industrielle par les pays asiatiques, la Chine notamment. Le rendement est au maximum de 25 %, pour des raisons physiques liées au semi-conducteur. Les recherches portent sur des nouveaux matériaux. Plusieurs solutions sont envisagées dont les pérovskites, mis au point au Japon et à l’École polytechnique fédérale à Lausanne. Le rendement (23 %) n’est pas meilleur que celui du silicium, mais le coût de fabrication serait beaucoup plus faible si les pérovskites s’avèrent stables.

Le problème central concerne donc les matériaux. Là encore je dirais que la messe n’est pas dite. Les Chinois ont certes un avantage (ils ont cassé les prix) mais il faut attendre une nouvelle génération de matériaux.

L’intermittence suppose des réseaux électriques qui permettent de passer les pointes de puissance. C’est un problème central qui exige une recherche essentiellement à base d’informatique, de capteurs etc.

Le deuxième problème massif est le stockage de l’électricité. 95 % de l’énergie électrique du monde est stockée dans des barrages. Mais tout le monde ne peut pas avoir un barrage à sa porte.

On peut stocker l’énergie dans des batteries électro-chimiques, qui sont le verrou pour la production d’électricité comme pour la voiture électrique. Aujourd’hui la batterie lithium-ion, malgré quelques incendies (il y a toujours des risques) est au point. Le problème majeur est la densité énergétique, c’est-à-dire le nombre de Wh stockés par kilo (au maximum 150 – 170 Wh par kilo pour la batterie lithium). La Zoé de Renault, dans sa version 160 km d’autonomie embarque 250 kilos de batterie. La version 400 km 400 kilos de batterie. Le problème majeur consiste à alléger les batteries, en particulier les électrodes.

La batterie lithium-ion fonctionne avec du cobalt dans sa cathode (la batterie de la Zoé contient 25 à 30 kilos de cobalt). Or le cobalt est un matériau coûteux, rare, dont la Chine a le quasi-monopole de la production. Des recherches sont menées pour essayer de faire sauter ce verrou. Selon des publications récentes, un autre type de batterie, fonctionnant toujours au lithium mais avec l’oxygène de l’air est testé en laboratoire (on pompe l’air dans la batterie, on le stocke dans une cathode en graphite, ce qui évite d’utiliser le cobalt). Reste à savoir si cela sera industrialisable.

Il existe d’autres cycles de batteries, notamment des batteries stationnaires sur le lieu de production de l’électricité. Une batterie sodium-soufre est testée par EDF à La Réunion. Les Japonais l’utilisent beaucoup. Il y a donc des alternatives à la batterie au cobalt.

Il existe une alternative aux batteries électro-chimiques : la pile à hydrogène. Pour stocker sur un lieu de production, on produit de l’hydrogène par électrolyse de l’eau, ce qui évite d’utiliser du gaz naturel donc d’émettre du CO2. L’hydrogène est stocké sous très haute pression (700 bars dans un réservoir de voiture électrique) puis combiné avec l’oxygène de l’air. On produit de l’électricité par le processus inverse de l’électrolyse, avec une pile à combustible. Mais une pile à hydrogène pour voiture nécessite du platine, métal rare dont l’Afrique du sud a le quasi-monopole. Le rendement (50 %) n’est pas suffisant pour que cela soit économiquement rentable notamment dans une voiture électrique. Cela me semble être une application du principe : Pourquoi faire simple quand on peut faire compliqué ?

S’agissant des dépenses publiques de R&D, 15 % sont consacrées aux énergies carbonées, y compris les biocarburants, 35 % aux énergies nouvelles. Les 50 % restants vont au nucléaire.

III. L’énergie nucléaire est mature.

Les centrales françaises fonctionnent avec de l’uranium naturel enrichi en uranium 235 à 3,5 % ou 4 %, avec quelquefois un peu de plutonium. Un réacteur fonctionne comme un moteur thermique : à la sortie du corps du réacteur, l’eau sous haute pression est à 320° ou 330°. Le rendement de ces centrales est de 33 % – 34 %. Dans le cas de l’EPR, les rendements prévus, à température un peu plus élevée, sont de 37 %.

À long terme les perspectives sont d’essayer d’augmenter la température de fonctionnement d’un réacteur et d’utiliser d’autres cycles de combustible.
Des recherches sont menées, notamment en France, sur la filière des surgénérateurs destinés aux réacteurs à haute température utilisant le combustible classique uranium-plutonium. Dans ces réacteurs, des neutrons très énergétiques, les neutrons rapides, sont capturés par l’uranium 238 et se transforment en plutonium, de sorte qu’en fin de cycle, on a dans le réacteur plus de combustible utilisable qu’on n’en a introduit. Avec ces réacteurs, le cœur étant très énergétique, on ne peut plus utiliser l’eau pour le refroidissement et il faut recourir à un fluide à haute capacité calorifique. On envisage d’utiliser le sodium fondu ou d’autres métaux. Trois prototypes ont été testés en France : les réacteurs Rapsodie (rapide + sodium), Phénix et Superphénix (qui a eu quelques ennuis). Un autre projet, sur la même filière, le réacteur Astrid (Advanced Sodium Technological Reactor for Industrial Demonstration) est prévu à Cadarache sur un site du CEA, pour renouveler l’expérimentation sur un pilote. Des travaux analogues sont effectués dans d’autres pays.

À beaucoup plus long terme, on pourrait utiliser un autre combustible, en l’occurrence le thorium (trois fois plus abondant que l’uranium) et un sel fondu. Le thorium fondu servirait à la fois de combustible et de fluide caloporteur pour extraire la chaleur du réacteur (800° ou 900°). Cette technique suppose évidemment des conditions de sécurité assez draconiennes. Les Chinois et les Indiens travaillent sur ce type de projet. Les Américains, qui ont une expérience en la matière, ont une petite entreprise qui essaye de renouveler la filière.

Je termine par un coup de chapeau à la fusion thermo-nucléaire. Si on ne veut pas faire de la fission, on peut faire de la fusion, c’est-à-dire faire rentrer en collision dans un réacteur des atomes légers, des isotopes de l’hydrogène, à très haute température (cent millions de degrés). La fusion dégage de l’énergie thermo-nucléaire (c’est ce qui fait marcher le soleil et la bombe H). Depuis cinquante ou soixante ans, on s’évertue à essayer d’appliquer ces concepts à des réacteurs à finalité civile. On en est à une étape internationale, avec le réacteur Iter, en collaboration internationale totale. C’est Euratom qui finance la participation européenne. Coût du réacteur : dix-huit à vingt milliards d’euros. On n’attend pas de résultats avant 2022-2023 et ce réacteur ne produira pas d’électricité. Il s’agit d’un projet à très long terme sur lequel, pour des raisons physiques, beaucoup de points d’interrogation subsistent sur la possibilité d’aboutir à un résultat.

Environ 50 % de la dépense de recherche publique est consacrée à l’énergie nucléaire. Ce financement abonde à la fois des travaux de recherche à moyen terme, sur des questions de rendement énergétique, et à très long terme, sur le nucléaire voire sur le stockage de l’électricité. On observe toutefois un paradoxe : alors que les dirigeants politiques de tous les pays développés sont conscients de la nécessité de renouveler les sources d’énergie, la dépense de R&D publique dans le domaine de l’énergie a baissé continûment dans les pays de l’OCDE (sauf au Japon) depuis 2010-2011, y compris en France (mais à un moindre rythme). Ce paradoxe est inquiétant car il concerne des filières d’avenir.

Jean-Pierre Chevènement

Merci, Pierre Papon, pour cet exposé remarquable et très complet.

Je retiens que si on ne raisonne pas à très long terme il n’y a pas de recherche qui réponde, à l’échelle, aux problèmes que pose l’intermittence des énergies renouvelables, essentiellement l’éolien et le solaire.

Je voudrais rappeler que dans notre bouquet énergétique le nucléaire représente 79 % de la production d’électricité et l’hydraulique 10 % à 12 %. Le reste provient soit des énergies fossiles (6 % ou 7 %), soit des énergies renouvelables (mode éolien et solaire), ce qui représente très peu de chose. Si toutefois ces EnR croissent très vite nous devrons, pour des problèmes liés à l’intermittence, retrouver des capacités de production qui ne pourront être que nucléaires ou d’origine thermique (charbon et gaz).

Le Belfortain que je suis se réveille un peu en entendant dire par Mme le porte-parole du Gouvernement que Belfort était sacrifiée sur l’autel de la « transition énergétique ». Si vraiment le gaz devait disparaître du paysage, ce serait absolument dramatique pour les pays européens qui n’ont pas l’atout nucléaire de la France, pour les Italiens, pour les Allemands, lesquels, en faisant Nord Stream 2 ont bien anticipé qu’ils auraient encore besoin de gaz et de turbines à gaz. Les turbines à gaz fabriquées à Belfort vont en Afrique, au Moyen-Orient, dans le Sud-Est asiatique et quelquefois même aux États-Unis. Désormais certains modèles seront fabriqués aux États-Unis mais, d’après les études dont j’ai eu connaissance, le marché de la turbine à gaz, qui connaît peut-être un ralentissement passager, est beaucoup moins compromis qu’un certain nombre de gens ne le disent. Cela mérite quand même une analyse rigoureuse, scientifique et le grand scientifique qu’est Pierre Papon ne me contredira pas. Je pense que dans le bouquet énergétique le gaz subsistera encore très longtemps.

Pierre Papon

Aucun scénario énergétique mondial n’exclut les turbines à gaz ou les centrales thermiques, pour la simple raison qu’on ne peut pas se contenter, dans un pays qui n’a pas d’énergie nucléaire – et il y en a beaucoup – des seules énergies renouvelables. En cas d’anticyclone majeur, de problèmes d’ensoleillement ou de défaut de stockage, on sera obligé pour passer les pointes de recourir aux turbines à gaz qui ont l’avantage de se mettre en route très rapidement.

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