Chimie et enjeux énergétiques 9782759810871

La « transition énergétique » est dans toutes les têtes. Le pétrole s’épuise, les rejets de gaz carbonique vont changer

214 51 24MB

French Pages 275 [268] Year 2014

Report DMCA / Copyright

DOWNLOAD FILE

Polecaj historie

Chimie et enjeux énergétiques
 9782759810871

Citation preview

Chimie et enjeux énergétiques

Cet ouvrage est issu du colloque « Chimie et enjeux énergétiques », qui s’est déroulé le 14 novembre 2012 à la Maison de la Chimie.

Chimie et enjeux énergétiques Jean-Claude Bernier, Bernard Bigot, Bernard Boullis, Patrick Criqui, François Drain, Léon Duvivier, Marc Florette, Bruno Goffé, Claude Gudin, Sébastien Henry, Sophie Jullian, François Loos, Marion Perrin, Jean-François Rous, Jean-Pierre West Coordonné par Minh-Thu Dinh-Audouin, Danièle Olivier et Paul Rigny

Conception de la maquette intérieure et de la couverture : Pascal Ferrari et Minh-Thu Dinh-Audouin Images de couverture : Forage pétrolier (wikipédia-CC-BY-SA-3.0, Flcelloguy ; Pilône : S. Henry (RTE) Images de la 4 e de couverture : L. Duvivier et M. Florette Iconographie : Minh-Thu Dinh-Audouin Mise en pages et couverture : Patrick Leleux PAO

Imprimé en France

ISBN : 978-2-7598-0973-8

Tous droits de traduction, d’adaptation et de reproduction par tous procédés, réservés pour tous pays. La loi du 11 mars 1957 n’autorisant, aux termes des alinéas 2 et 3 de l’article 41, d’une part, que les « copies ou reproductions strictement réservées à l’usage privé du copiste et non destinées à une utilisation collective », et d’autre part, que les analyses et les courtes citations dans un but d’exemple et d’illustration, « toute représentation intégrale, ou partielle, faite sans le consentement de l’auteur ou de ses ayants droit ou ayants cause est illicite » (alinéa 1 er de l’article 40). Cette représentation ou reproduction, par quelque procédé que ce soit, constituerait donc une contrefaçon sanctionnée par les articles 425 et suivants du code pénal.

© EDP Sciences 2013

EDP Sciences 17, avenue du Hoggar, P.A. de Courtabœuf, BP 112 91944 Les Ulis Cedex A, France

Ont contribué à la rédaction de cet ouvrage :

Jean-Claude Bernier Professeur Émérite des Universités Université de Strasbourg Bernard Bigot Administrateur général du Commissariat à l’Énergie Atomique (CEA) Président de la Fondation internationale de la Maison de la Chimie Bernard Boullis Institut National des Sciences et Techniques Nucléaires (INSTN) Université de Montpellier Directeur du programme des technologies du cycle du combustible et de gestion des déchets au CEA Patrick Criqui Directeur de recherche CNRS Laboratoire PACTE-EDDEN, CNRS et Université de Grenoble Francois Drain AREVA Expertise & Innovation Léon Duvivier Directeur des Technologies GDF SUEZ Direction Recherche et Innovation

Marc Florette Membre du COMEX Directeur Recherche et Innovation GDF SUEZ Direction Recherche et Innovation Bruno Goffé Directeur de recherche CNRS au Centre Européen de Recherche et d’Enseignement en Géosciences de l’Environnement (CEREGE), Centre National de la Recherche Scientifique (CNRS) - Université Aix-Marseille Claude Gudin Ancien directeur du programme microalgues du CEA à Cadarache Conseiller scientifique du GPEA et de Fermentalg Sébastien Henry Réseau de Transport d’Électricité (RTE) Direction R&D et Innovation (Département Expertise Système) Sophie Jullian Directeur scientifique Institut Français du Pétrole Énergies Nouvelles (IFPEN)

Armand Lattes Professeur Émérite des Universités Université Paul Sabatier (Toulouse) François Loos Président de l’Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Énergie (ADEME) Ancien ministre de l’Industrie Marion Perrin Chef de laboratoire stockage de l’électricité (DRT/LITEN/ DTS/LSE) au CEA Jean-François Rous Sofiprotéol Directeur Innovation Jean-Pierre West Directeur adjoint d’Électricité De France (EDF) Département R&D pour la production d’électricité d’origine nucléaire, hydraulique et thermique

Équipe éditoriale : Minh-Thu Dinh-Audouin, Danièle Olivier et Paul Rigny

7KLVSDJHLQWHQWLRQDOO\OHIWEODQN

Sommaire Avant-propos : par Danièle Olivier et Paul Rigny .................................................

9

Préface : par Bernard Bigot .............................

11

Partie 1 Les leviers d’action pour notre futur énergétique Chapitre 1 : La chimie pour réussir la transition énergétique par Armand Lattes ....................................... 15 Chapitre 2 : La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir par Bernard Bigot.........................................

27

Chapitre 3 : Notre futur énergétique se décide aujourd’hui par Patrick Criqui .........................................

53

Partie 2 Optimiser nos pratiques actuelles en matière d’énergie Chapitre 4 : Vivre en économisant cette « chère énergie » par Jean-Claude Bernier .............................

67

Chapitre 5 : Les enjeux de la chimie dans la production d’électricité d’après la conférence de Jean-Pierre West ...

89

Chapitre 6 : Eau et énergie sont indissociables par Marc Florette et Léon Duvivier ............. 99 Chapitre 7 : Les enjeux de la R&D en chimie pour le domaine des carburants et des biocarburants par Sophie Jullian ........................................ 115

7

Chimie et enjeux énergétiques

Chapitre 8 : La chimie et sa R&D dans l’industrie nucléaire par François Drain........................................ 127 Chapitre 9 : Réseaux de transport d’électricité et transition énergétique par Sébastien Henry ..................................... 139

Partie 3 Les techniques en émergence pour l’avenir Chapitre 10 : Les matériaux stratégiques pour l’énergie par Bruno Goffé ............................................ 165 Chapitre 11 : La chimie pour la séparation et la gestion des déchets nucléaires par Bernard Boullis...................................... 191 Chapitre 12 : La biomasse, matière première renouvelable d’avenir d’après la conférence de Jean-François Rous ................................ 211 Chapitre 13 : Stockage de l’électricité : élément clé pour le déploiement des énergies renouvelables et du véhicule électrique par Marion Perrin ......................................... 233 Chapitre 14 : CO2 et microalgues, pour une chimie renouvelable par Claude Gudin .......................................... 253 Chapitre 15 : 2050 : une chimie verte dans une France sans fossiles… ou presque par François Loos ......................................... 265

8

Pour mieux vivre – et même tout simplement pour vivre –, les hommes se sont entourés d’objets (des vêtements, des outils, des machines de toutes sortes, aujourd’hui d’outils de communication). Ces objets sont fabriqués à partir de matière brute (terre, bois, métaux) qu’il faut transformer au moyen de procédés qui utilisent d’autres objets… C’est une façon de dire que la chimie, qui est justement la science (et la technologie) de la transformation de la matière et de sa mise en œuvre, est omniprésente dans nos existences. Malheureus ement, cet te simple vérité n’entraîne pas que la chimie soit directement perçue par les utilisateurs – tout heureux d’utiliser les objets sans se poser de questions sur leurs origines. La connaissance, ou même parfois la simple reconnaissance, de cette science se heurte à des difficultés tant chez les élèves que chez les citoyens. Car il faut travailler pour trouver la chimie derrière les objets et ne pas se contenter de la surface des choses. C’est pourtant de nos

progrès ou de nos retards en chimie que viendra le plus ou moins heureux développement de nos activités au cours des années ou des générations futures. Pour réagir devant ces difficultés et ces impératifs, la Fondation de la Maison de la Chimie a déjà publié, depuis 2008, sept ouvrages sur des domaines importants pour nos sociétés. Ce sont : La chimie et la mer, La chimie et la santé, La chimie et l’art, La chimie et l’alimentation, La chimie et le sport, La chimie et l’habitat, La chimie et la nature. Issus de colloques organisés pour un large public, ils sont rédigés et proposés en librairie dans des conditions étudiées pour en favoriser la diffusion ; ils sont particulièrement conseillés aux élèves de lycées et aux étudiants des premiers cycles du supérieur auxquels ils apporteront l’accrochage entre les enseignements théoriques et les utilisations pratiques actuelles ou prospectives. Le présent ouvrage, le huitième donc, est titré Chimie et enjeux énergétiques. Il traite, on le voit, d’une question

Danièle Olivier et Paul Rigny, Fondation Internationale de la Maison de la Chimie

Avantpropos

Chimie et enjeux énergétiques 10

critique dont chaque citoyen sent bien qu’elle le concerne : l’énergie nous est indispensable, mais les ressources que nous utilisons aujourd’hui vont se tarir… Après une présentation d’ensemble du problème dans une première partie, « Les leviers d’action pour notre futur énergétique », une deuxième partie « Optimiser nos pratiques actuelles en matière d’énergie » montre comment, à relativement court terme, la recherche conduite par les principaux acteurs de la politique énergétique française ou stimulée par eux peut permettre d’éviter des ruptures ou des révisions douloureuses des modes de vie. Il s’agit de mieux connaître et comprendre nos pratiques et nos comportements, de creuser les idées des laboratoires sur l’amélioration de nos techniques actuelles – pour la production et la distribution de l’électricité par exemple. Mais l’énergie est une préoccupation de long terme ; elle est partout présente sous différentes formes dans la nature… à nous de la trouver et de l’exploiter de façon durable ! Une troisième partie de l’ouvrage, « Les techniques en émergence pour l’avenir » donne des pistes déjà identifiées par les laboratoires universitaires et industriels : utiliser les ressources naturelles végétales (la biomasse terrestre, les algues) pour développer des procédés permettant de produire ce dont nous avons besoin à moindre coût énergétique ; savoir stocker l’électricité pour mieux

utiliser les ressources intermittentes que constituent le soleil et le vent ; et puis préserver l’environnement par une saine gestion des déchets nucléaires, qui est aujourd’hui à la portée de nos possibilités techniques, et des ressources dont nous n’avons pas encore conscience qu’elles n’ont qu’une disponibilité limitée sur la terre (comme certains métaux rares par exemple). Le message de cet ouvrage est celui de foi en la recherche ; elle montre un considérable éventail de possibilités pour l’humanité de surmonter les difficultés apparues de façon si aigües dans le domaine de l’énergie ; elle saura transformer ces possibilités en réalités concrètes et montrer qu’il n’y a pas place pour le pessimisme ou le découragement. Les auteurs des chapitres du livre, qui ont présenté leurs réflexions au cours d’un colloque le 14 novembre 2012, sont tous des praticiens, scientifiques ou ingénieurs de l’industrie. Ceci garantit le côté concret et réaliste des contenus que tous les lecteurs apprécieront. En filigrane, ce message est aussi un appel à renforcer la culture scientifique et en l’occurrence la juste appréciation du rôle de la chimie qui est sollicitée par un bon nombre des projets ou des idées qui doivent permettre l’émergence d’un heureux futur et qui sont abordés dans cet ouvrage. Danièle Olivier et Paul Rigny, Fondation internationale de la Maison de la Chimie

La « chimie et la transition énergétique » est un sujet de grande actualité, non seulement à l’échelle nationale, mais plus encore à l’échelle européenne et à l’échelle mondiale. Pour s’en convaincre, il suffit d’avoir en tête que nous, l’ensemble des 7 milliards d’habitants de la planète, nous consommons actuellement quelque 13 milliards de tonnes d’équivalent pétrole par an, c’est-à-dire, pour chacun d’entre nous en moyenne environ 1,9 tep/an, c’est-à-dire plus de 5 l d’équivalent pétrole par jour, avec des écarts considérables qui vont de plus de 22 l pour nos amis canadiens ou américains à moins de 0,2 l pour nos amis éthiopiens ou bengalis. Et qu’au milieu de ce siècle en 2050, nous serons 9 milliards et qu’avec une consommation pour tous au moins équivalente à 2,5 tonnes d’équivalent pétrole, c’est-à-dire environ la moitié de ce que nous consommons en France en moyenne actuellement, ce seront 23 milliards de tonnes d’équivalent pétrole qu’il nous faudra trouver, soit +75 % par rapport à maintenant, et cela au prix de gros efforts d’éco-

nomie d’énergie et d’efficacité énergétique accrue dans les pays développés. Et dans un contexte où ce qui assure aujourd’hui plus de 82 % de la consommation primaire d’énergie, à savoir les ressources fossiles, simple stockage temporaire de l’énergie solaire, via la photosynthèse végétale, ne peuvent que se raréfier et se renchérir, et alors qu’il nous faut de toute façon en réduire drastiquement la consommation massive pour éviter un inéluctable changement climatique, sans parler des impacts environnementaux et sanitaires tout aussi préoccupants. Comme vous le voyez, les défis sont considérables et il est important que chacun ait accès aux informations nécessaires à un débat éclairé et serein. En favorisant leur diffusion, la Fondation de la Maison de la Chimie est pleinement dans ses missions. En effet, depuis sa création en 1934, il y a donc 78 ans, l’une des missions principales de la Fondation est de « travailler à l’expansion et au développement de la Science Chimique » et à « sa promo-

Bernard Bigot Président de la Fondation Internationale de la Maison de la Chimie

Préface

Chimie et enjeux énergétiques

tion ainsi que celle de toutes ses applications » en facilitant les rencontres entre les savants, les ingénieurs, les entrepreneurs et l’ensemble de nos concitoyens pour permettre une meilleure compréhension mutuelle des enjeux dont chacun est porteur. Dans ce cadre, nous avons particulièrement intensifié nos efforts pour :

en toute transparence et franchise, et avec toute la rigueur nécessaire, aux interrogations et parfois aux inquiétudes que suscitent les sciences de la chimie.

− faire prendre conscience à un large public non spécialiste de l’apport de la chimie dans sa vie quotidienne ;

Dans le contexte actuel, les enjeux énergétiques sont au cœur de défis économiques, sociaux et scientifiques, et vous verrez dans cet ouvrage que les chimistes y apportent leur concours à tous les niveaux et devront sans doute le faire plus encore dans un proche avenir.

− préparer l’avenir en encourageant les jeunes à s’orienter vers l’industrie et la recherche, et contribuer ainsi au développement d’une industrie chimique innovante et compétitive. L a sér ie de s colloque s « Chimie et… » et des ouvrages qui en sont issus (dont celui-ci est le huitième) répond à ces objectifs. Les thèmes transdisciplinaires choisis ont toujours une grande importance sociale, économique ou culturelle, et correspondent à la volonté de mettre la science au service des hommes et de l’amélioration de leur qualité de vie. Ils réunissent des conférenciers choisis parmi les meilleurs spécialistes des organismes de recherche publique et de l’industrie dans les domaines concernés, non seulement pour faire le point sur les apports présents ou prévisibles de la chimie sur les plans scientifique et sociétal, mais aussi pour répondre,

12

Tous ces experts acceptent de se plier au difficile exercice de rendre leur intervention accessible à tous les publics et je les en remercie chaleureusement.

Je me réjouis que tous, notamment les plus jeunes, qui vont devoir façonner un avenir énergétique nouveau demain, puissent, à travers cet ouvrage, connaître l’opinion des principaux acteurs de la politique énergétique française sur les leviers d’action pour notre futur énergétique, qu’ils soient scientifiques, politiques, économiques ou sociétaux. Je vous en souhaite la meilleure lecture.

Bernard Bigot Président de la Fondation internationale de La Maison de la Chimie Administrateur Général du CEA

Un journal présentait cette semaine la prévision d’économistes selon lesquels, en 2030, l’Europe payera son énergie 50 % plus cher que les États-Unis. Ceci est annonciateur de changements considérables pour tous les Européens, en particulier pour ceux que l’industrie chimique intéresse, puisque celle-ci se trouvera en situation pour le moins délicate. Cette actualité est simplement l’illustration de ce que nous savons tous : le problème de l’énergie est l’un des plus importants auxquels nous sommes confrontés. Il est important de faire connaître les solutions que la chimie peut proposer, et même de faire comprendre que la chimie est incontournable, quelles que soient les solutions à l’approvisionnement en énergie qui soient mises en avant par nos sociétés. Cet ouvrage explicite cette réalité en développant plusieurs aspects des évolu-

tions à prévoir et le rôle de la chimie sur la mise en œuvre des politiques énergétiques. On pourrait faire remonter la maîtrise de la première source d’énergie par l’homme aux temps immémoriaux de la maîtrise du feu, il y a environ 400 000 ans (dans une grotte de Chine, dit-on). Mais des sources non polluantes étaient bien sûr largement utilisées : l’énergie hydraulique avec les norias qui petit à petit se sont imposés, les moulins à vent et, peut-être avant tout, la force des animaux et celle des hommes (Figure 1). Mais le monde tournait, il n’y avait que peu de dépenses énergétiques, peu de pollution et on ne souffrait pas des changements climatiques, sans doute dus aux activités humaines, qui peuvent nous affliger aujourd’hui. La presque totalité de l’énergie disponible sur Terre provient du soleil (Figure 2A). Le charbon, le pétrole, le gaz naturel… tout cela vient du soleil puisque

Armand Lattes

chimie pour réussir la transition énergétique La

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 1 L’énergie à travers les âges.

A

A

A

B

État des ressources en énergie fossiles sur la planète si la consommation continue au rythme actuel

Charbon

230

Gaz naturel

70

Uranium

50

Pétrole

40 0

Figure 2

16

A. Presque toutes les sources d’énergies proviennent directement ou indirectement du soleil. B. Disponibilité des ressources en énergie si la consommation continue au rythme actuel.

50

100

150 Années

200

250

La Figure 2B, qui illustre la disponibilité des sources primaires d’énergie que nous utilisons, attire de façon criante l’attention sur le cas particulier du charbon : avant la fin du siècle, il resterait la seule ressource disponible, les autres ressources fossiles ou le nucléaire s’étant taris. L’industrie chimique pourra peut-être s’en accommoder – après tout, la synthèse organique a commencé avec le charbon comme matière première – mais un pays comme la France sans source d’énergie nationale devra vivre tout autrement. Deux remarques pour tenter d’atténuer le pessimisme sur le nucléaire et la disponibilité des ressources en uranium. Rappelons d’abord, pour titiller aimablement certains écologistes, que, l’énergie nucléaire est un phénomène naturel ! En effet, il y a environ deux milliards d’années, une centrale nucléaire naturelle s’est mise en fonctionnement. À l’époque, la concentration de l’uranium naturel en isotope 235 était analogue à celle que nous réalisons aujourd’hui par l’enri-

chissement de l’uranium pour exploiter la fission nucléaire. De plus, les conditions hydrologiques idéales pour réaliser le ralentissement des neutrons, indispensable à l’établissement des réactions en chaîne, prévalaient autour des sites géologiques uranifères du Gabon : pendant un million d’années une « centrale nucléaire naturelle » a ainsi fonctionné, d’une puissance de quelques dizaines de kW.

La chimie pour réussir la transition énergétique

produit de l’évolution de végétaux des ères anciennes… Le vent lui-même, phénomène météorologique, vient aussi indirectement du soleil ainsi que les rivières qui fournissent l’énergie hydraulique. La géologie, d’un autre côté, issue des bouleversements cosmologiques primordiaux, est à l’origine de l’énergie nucléaire puisqu’elle fournit l’uranium et bien sûr la géothermie. Un détail aujourd’hui, mais puisque les marées apportent également une certaine énergie exploitable, il faut reconnaître un certain rôle à la lune.

Par ailleurs, on peut verser au dossier de la disponibilité de l’uranium les études sur la présence de cet élément dans l’eau de mer (Figure 3). Il n’y est qu’en concentration très faible (3,3 μg/L), et l’extraire semble un défi très difficile à relever. Des techniques utilisant des polymères fibreux ont permis d’extraire environ 3,5 g d’uranium par kilo de polymères, mais les coûts à grande échelle seraient prohibitifs. Dommage car il s’agit de plusieurs milliards de tonnes au total… une ressource qui durerait très très très longtemps ! Dans cette introduction, on ne peut pas éviter la question du pétrole. Certes, déjà en 1974 au moment du « choc pétrolier », on nous disait que la réserve mondiale était de 40 ans, et 40 ans après on nous dit toujours la même chose. Mais cela ne veut pas dire que les choses ne changent pas : aujourd’hui, il faut exploiter un pétrole off-shore et très profond ou des bruts lourds extrêmement visqueux (Figure 4). La chimie hérite d’une responsabilité majeure pour traiter ces différents bruts et en permettre l’exploitation. La situation s’apprécie à l’aide du concept de peak oil. La Figure 5 montre que

17

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 3

A

A. Mine d’uranium. B. L’eau de mer en un clin d’œil.

B Uranium total dans l’océan :

4

milliards de tonnes

Concentration en Métaux 105 à 107 fois plus abondants uranium dans l’eau que l’uranium dans de mer : l’eau de mer :

Na, K, Mg,Ca

3,3 ɤg/L (ppb)

Production mondiale en 2011 :

8,0−8,3 50

pH de l’eau de mer :

mille tonnes

Figure 4 Exploitation off-shore et pétrole visqueux.

18

60

8 000

6 000 40 4 000 3 000 × 109 barils de pétrole conventionnel

20

Barils annuels × 109

Millions de tonnes par an

Figure 5

80

2 000 actuel 0 1940

1960

modélisé

1980

2000 2020 Années

ce point critique serait déjà atteint sans les ressources non conventionnelles qui fournissent du pétrole lourd. Ceci se fait au prix de tours de force industriels, comme illustré par une exploitation pétrolière ex tr aordinaire située au large de l’Angola. Le pétrole s’y trouve à 1 000 mètres en dessous de la mer puis 1 200 mètres dans la terre ; c’est à 2 200 mètres qu’il faut descendre ! Cette exploitation comporte l’incroyable longueur de tuyaux de 57 km. Pourquoi ? Et bien parce que toute les techniques de la récupération assistée y sont mises en œuvre. C’est évidemment un exploit chimique que d’avoir pu concevoir et réaliser des tuyaux (matériaux) capables de résister à de telles conditions de fonctionnement : contr aintes méc aniques, corrosion par le pétrole, températures élevées. Mais la chimie d’aujourd’hui sait relever de tels défis. Il y a évidemment lieu, compte tenu du débat en cours actuel-

2040

2060

0 2080

lement, de mentionner les gaz de schistes ou plus particulièrement les huiles (ou pétrole) de schiste. La Figure 6A montre le principe d’une installation de récupération de ce pétrole de schiste. On fait un « forage horizontal », technique remarquable qui a commencé à être mise au point en 1774. Il est nécessaire de pénétrer profondément dans les sous-sols, et pour cela de se livrer à de la fracturation c’est-à-dire d’injecter des produits chimiques et de provoquer des micro-ruptures pour que le gaz et le liquide puissent être récupérés. Les problèmes associés à cette technique sont nombreux : utilisation d’eau, parce qu’il en faut des quantités considérables, pollution de l’eau par les produits utilisés, pollution de cette eau par le gaz susceptible de monter à travers les fissures et d’envahir la nappe phréatique : on prétend que lorsque vous ouvrez votre robinet et allumez une allumette, l’eau peut s’enflammer (Figure 6B).

Production de pétrole de 1940 à 2080 (prévisions). L’exploitation de sources non conventionnelles permet de déplacer le peak oil d’une vingtaine d’années. Source : Odell, 1998

La chimie pour réussir la transition énergétique

3 000 × 109 barils de pétrole non-conventionnel

10 000

19

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 6

A

A. Forage horizontal de gaz de schiste. B. Inflammations domestiques dues à la présence de méthane dans l’eau.

Forage de gaz conventionnel

Fracture hydraulique

Schistes

B

20

La Figure 7 fait comprendre la dimension des efforts industriels nécessaires à l’exploitation des pétroles offshore. Sur la plateforme de Sleipner, située à 240 km des côtes norvégiennes et représentée sur cette fi gure, les gaz recueillis sont non seulement le méthane, source d’énergie, mais le gaz carbonique (à effet de serre important) présent jusqu’à 4 % du volume. Les exploitants ont fait le choix de récupérer le CO 2 en l’injectant dans une nappe aquifère située à mille mètres de profondeur pour

une valorisation ultérieure en chimie. La Figure 8, d’un supposé « morceau de glace » qui flambe, est l’occasion de mentionner les « hydrates de gaz » – en fait hydrates de méthane –, une ressource considérée jusqu’alors comme inexploitable mais qui existe en quantité considérable, équivalente à tout ce que nous avons utilisé dans le passé en pétrole et en gaz. Il en existe en Sibérie où d’ailleurs on craint, comme il est assez proche de la surface, que le réchauffe-

Champ de Sleipner. Vue (A) et schéma (B) du forage off-shore.

B

La chimie pour réussir la transition énergétique

Figure 7

A

T de Sleipner

Profondeur en mètre

0

500 CO2

Puits d’injection de CO2 1 000 Formation d’utsira 1 500 Puits de production

0

500 m 1 000 m

2 000

Figure 8 2 500

Formation de Heimdal

ment climatique ne permette son dégagement : une perspective inquiétante lorsqu’on réalise que son effet de serre est 26 fois plus fort que celui du CO2. Le champ de l’utilisation de la biomasse pour produire l’énergie a beaucoup de composantes. La Figure 9 montre des réacteurs à micro-algues, utilisés comme sources de produits carbonés. Ces techniques sont performantes mais se heurtent à l’importance de l’apport d’énergie nécessaire pour les exploiter.

Hydrate de méthane.

Un arbitrage entre avantages et coûts doit être fait. La biomasse inclut la production de biogaz mais aussi la valorisation des déchets (Figure 10). L’utilisation du gaz de digestion des végétaux a fait l’objet d’une étude commanditée par l’ANSES (Agence nationale de sécurité sanitaire de l’alimentation, de l’environnement et du travail) qui a montré que la composition de ce gaz, initialement de 40 % de méthane – le gaz naturel – peut être très rapidement amenée à 95 % ; la communauté de Lille

21

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 9 L’utilisation du biogaz. Source : ellyjonez CC-BY 2.0

s’est vue autorisée à l’utiliser, l’absence d’impuretés toxiques ayant été garantie1. L’énergie solaire, historiquement, a d’abord été exploitée via son effet thermique direct. La Figure 11 le rappelle en montrant l’un des premiers fours solaires mondiaux, celui d’Odeillo près de FontRomeu dans les Pyrénées. Aujourd’hui, l’énergie solaire est exploitée grâce à l’effet

22

1. Voir La chimie et l’habitat, coordonné par M.-T. Dinh-Audouin, D. Olivier et P. Rigny, chapitre de C. Leroux, EDP Sciences, 2011.

photovoltaïque mais, sur le long terme, c’est mimer la photosynthèse, le processus qui est à l’origine de pratiquement toute la vie sur la planète, qui offre les perspectives les plus impressionnantes. La première étape de la photosynthèse, c’est la fabrication de l’hydrogène, et l’on peut en décr ypter les mécanismes à l’échelle moléculaire. Une démarche, à l’œuvre par exemple dans le laboratoire de Marc Fontecave, professeur au Collège de France et à Grenoble, consiste à reproduire

La valorisation des déchets pour la production d’énergie.

A

La chimie pour réussir la transition énergétique

Figure 10

B

Figure 11 A. Grand four solaire d’Odeillo dans les Pyrénées-Orientales. Il permet de concentrer l’énergie de « 10 000 soleils » (soit 1 000 kilowatts) et d’atteindre des températures supérieures à 3 000 °C. B. Schéma moléculaire d’un système capable de mimer la synthèse d’hydrogène par photosynthèse. Source : GFDL, CC-BY-SA-2.5

23

Chimie et enjeux énergétiques

ces mécanismes avec des composants chimiques de synthèse et à produire de l’hydrogène avec la lumière solaire comme seule source d’énergie externe. Jules Verne prédit dans L’île mystérieuse que dans l’avenir on devra utiliser l’hydrogène comme source d’énergie. À vrai dire, ce n’est pas une énergie primaire car on fait de l’hydrogène à partir du méthane ou de l’eau, et cela consomme de l’énergie. La Figure 12 montre un système ancien (de plus de 25 ans) qui fonctionne à l’hydrogène, un bus allemand. Cette technique n’est pas impossible à mettre en œuvre dès à présent ; un seul problème, l’utiliser revient cher. Un professeur de l’université de Moscou, géochimiste, se promenant en avion au-dessus de la plaine qui entoure Moscou, a observé des ronds blancs et a pu les attribuer à des émanations naturelles qui contiendraient environ 2 % d’hydrogène : ceci signifi e-t-il que l’hydrogène

Figure 12 Un autobus actuellement en service en Allemagne. Source : Licence CC-BY-SA, Gnsin

24

pourrait devenir une source « primaire » d’énergie ? Le dernier rapport de l’ADEME a judicieusement insisté sur l’importance des économies d’énergie (Figure 13) ; cela touche la vie quotidienne de tous car l’habitat, en effet, compte pour environ 45 % de l’énergie que l’on dépense. Il existe à Fontenay-sous-Bois une maison que l’on peut visiter et qui a été transformée dans cet objectif d’économie. Sa façade a été conservée ; entre la façade et le mur ont été mis des moellons en plastique avec des réflecteurs qui permettent d’éviter des échanges thermiques trop élevés, et à l’intérieur, on a peint les murs avec un produit « à changement de phases » qui fond (donc absorbe la chaleur) quand il fait chaud et qui, l’hiver, au contraire, rend la chaleur en recristallisant. Cette installation divise par huit l’énergie nécessaire pour faire fonctionner la maison – un modèle qui peut inspirer tous les bâtisseurs !

La chimie pour réussir la transition énergétique Figure 13 L’habitat offre une très grande possibilité d’économies d’énergie.

En conclusion, je vous offre l’œuvre d’art de la Figure 14. Il ne s’agit peut-être que d’un interrupteur équipé d’une tapette. Ne pourrait-on imaginer que cette invention soit généralisée ?

Figure 14 Une technologie innovante pour l’économie d’énergie ?

25

7KLVSDJHLQWHQWLRQDOO\OHIWEODQN

une

des

au

Bernard Bigot est Administrateur général du Commissariat à l’énergie atomique (CEA1) et président de la Fondation internationale de la Maison de la Chimie.

Il y a aujourd’hui trois grandes catégories d’énergies : les premières, les énergies fossiles qui assurent actuellement près de 82 % de la consommation primaire d’énergie dans le monde, elles sont très liées à la chimie et constituent à elles seules un sujet que nous n’aborderons que modestement dans ce chapitre. Nous nous focaliserons sur les deux autres catégories de ressources capables de satisfaire durablement les besoins énergétiques de cette planète et sur lesquelles le Commissariat à l’énergie atomique concentre ses efforts : les énergies renouvelables et l’énergie nucléaire (Figure 1). 1. www.cea.fr

1

Il faut revisiter notre modèle énergétique

1.1. Pour répondre à la demande mondiale et à l’épuisement des ressources fossiles Quels que soient les efforts d’économie et d’efficacité d’énergie que nous ferons, la demande mondiale d’énergie dans les décennies à venir sera croissante, et ce, sous l’influence de deux facteurs : l’augmentation de la population mondiale et la nécessité de satisfaire mieux que nous ne le faisons aujourd’hui les besoins de l’ensemble de cette population : il y a par exemple aujourd’hui plus de 1,6 milliard d’habitants qui n’ont pas en-

Bernard Bigot

chimie, science cœur énergies d’avenir La

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 1 Les énergies renouvelables et l’énergie nucléaire, deux grandes catégories de ressources pour satisfaire les besoins énergétiques de la planète. Source : CEA

core accès à l’électricité dans le monde (Figure 2).

28

Dans ce contexte d’une croissance prévisible des besoins énergétiques, quel s que soient les efforts que nous pourrons produire, soit en termes d’économie, soit en termes d’efficacité en utilisant mieux l’énergie disponible pour un même service, il est avéré nous ne pourrons pas satisfaire les besoins mondiaux par simple homothétie de ce qui est aujourd’hui le bouquet énergétique avec plus de 80 % d’énergies fossiles.

La première raison est simple, ces énergies fossiles ne représentent qu’un stockage intermédiaire de l’énergie solaire, mais un stockage particulièrement long à renouveler, dans lequel, par le biais de la photosynthèse, le dioxyde de carbone et l’eau ont été associés pour produire des carbohydrates (des biopolymères constitués de carbone, d’hydrogène et d’oxygène), qui enfouis dans le sous-sol ont vécu une lente transformation chimique et biochimique pour aboutir à des produits qui sont soit du carbone comme le charbon, ou du carbone et de

B 18 000

12

16 000

Population mondiale (en milliards)

10

14 000 12 000

8

10 000 6

8 000 6 000

4

4 000 2

2 000 0 1980

0 1990

2000

2010

2020

2030 2035

1850

1900

Autres ressources renouvelables

Hydraulique

Gaz

Biomasse et déchets

Nucléaire

Charbon

l’hydrogène comme les hydrocarbures. La seconde raison est claire, la raréfaction de ces produits fait qu’on va les chercher de plus en plus profonds, qu’ils sont de plus en plus dispersés, donc que leur exploitation est de plus en plus coûteuse. En France, en six ans, entre 2005 et 2011, le prix payé pour importer les combustibles fossiles nécessaires à notre consommation annuelle a été multiplié par trois : nous sommes passés de 23 milliards en 2005 à 62 milliards d’euros en 2011 ; ce qui est économiquement difficilement supportable plus que quelques années. Songeons qu’en 2011 cela a représenté plus de 90 % du déficit de la balance commerciale française. La disparité des consommations d’énergie par habitant (Figure 3) selon les pays est considérable. Les plus gros consommateurs mondiaux sont les Islandais avec plus de 13,6 tep/habitant/an (tep : tonne équivalent pétrole), car

ils utilisent beaucoup la géothermie, et leurs ressources sont donc plus « durablement abondantes » et leurs préoccupations différentes. La Figure 3 montre que les écarts de consommation, plus de 1 à 10, sont importants sur l’exemple de quelques pays ; dans un souci de répartition équitable des ressources dont bénéficie notre planète parmi tous ses habitants, nous devrions avoir pour objectif minimal que, à l’horizon 2050, toute personne sur cette planète dispose au moins d’une consommation énergétique

1950

2000

2050

2100

Pétrole

La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir

Millions de tonnes équivalent pétrole

A

Figure 2 Une demande mondiale en énergie croissante. A. Prévision de l’évolution de la demande mondiale d’énergie primaire par catégorie. B. Prévision de l’évolution prévue de la population mondiale (+ 20 % en 2035) conduisant à environ 9 milliards d’habitants en 2050.

DES CONTRAINTES TRÈS FORTES LIÉES AUX ÉNERGIES FOSSILES Les énergies fossiles représentent plus de 82 % de la consommation actuelle mondiale en énergie primaire. Demande croissante en produits pétroliers et gaziers : + 25 % entre 2002 et 2010, alors que les ressources les plus accessibles se raréfient et qu’il faut réduire les émissions de gaz à effet de serre. Dépenses de la France multipliées par 3 entre 2005 et 2011 (en 2011, 62 G€, soit 90 % de notre déficit commercial).

29

0,6

CHINE

1,7

MONDE

1,8

JAPON

3,7

ALLEMAGNE

3,9

FRANCE

4,0

OCDE

4,3

ÉTATS-UNIS

7,0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

Consommation d’énergie (tep)/habitant

Figure 3 Consommation d’énergie par habitant (en tep). Un minimum de 2,5 tep/habitant/an pour tous en 2050 ? Cela conduirait à une demande d’au moins +75 % à l’horizon 2050 : 23 Gtep/an à comparer à 13 Gtep actuellement. Source : AIE-2011

possible de 2,5 tep/an. C’est une valeur qui assure un minimum raisonnable pour un développement économique et social tel que nous pouvons l’espérer pour tous. Cet objectif entraîne une perspective de croissance d’au moins 75 % des besoins mondiaux en énergie à l’horizon 2050. 1.2. Pour diminuer l’impact climatique

Figure 4 A. Évolution de la teneur en dioxyde de carbone dans l’atmosphère. B. Évolution de la température moyenne mondiale à la surface de la terre. Source : IPCC 2007

350 350

300

1

1800 1900 2000 Année 300 CO2

0

250 10 000

30

Quoi qu’il en soit, cette courbe 4B est éloquente, et beaucoup de chercheurs du monde entier auscultant ce phénomène recommandent très vivement que l’on essaie de limiter l’augmentation de la température à la fin du siècle à 2 °C. Cela représente un effort énorme, car si nous ne limitons pas fortement nos émissions

400

5 000

0

Temps (avant 2005)

Forçage radiatif (W/m2)

Dioxyde de carbone (ppm)

A

Nous savons maintenant de manière sûre que la consommation massive des combustibles fossiles modifie l’environnement de la planète. La Figure 4 montre sur une période de plusieurs dizaines de milliers d’années l’évolution de la concentration du

dioxyde de carbone dans l’atmosphère (Figure 4 A) et l’évolution correspondante de la température (Figure 4 B). Ces mesures, ont été réalisées à partir de l’analyse chimique de sédiments ou des dépôts glaciaires ; elles sont maintenant considérées comme très fiables. On observe une augmentation significative des gaz à effet de serre dans l’atmosphère depuis le début du XIXe siècle, ainsi qu’une corrélation entre l’augmentation de 40 % des émissions de CO2 entre 1990 et 2009 et l’augmentation de la température. Le débat actuel est de savoir si cette corrélation est uniquement associée à ce relâchement accru du dioxyde de carbone dans l’atmosphère ou s’il résulte de la combinaison avec d’autres phénomènes naturels également importants.

B 0,5

Température moyenne mondiale à la surface

14,5

0,0

14,0

–0,5

13,5

1850

1900

1950 Année

2000

Température (°C)

Chimie et enjeux énergétiques

INDE

6,5 + 6 °C 5,5 Plusieurs modèles sur l’enveloppe SRES

5,0 4,5 4,0 3,5 3,0

Les prévisions d’évolution de la teneur atmosphérique en dioxyde de carbone montrent sur la Figure 6A l’évolution prévisible de nos émissions si on ne fait rien (courbe rouge) comparée à celle (courbe verte) attendue si au contraire on fait l’effort de choisir, parmi les différentes ressources énergétiques disponibles, celles qui produisent le moins de rejets en dioxyde de carbone. La Figure 6B montre que les technologies qui donnent des rejets en dioxyde de carbone les plus faibles, c’est-à-dire marginaux par rapport à nos préoccupations, sont : le solaire, l’éolien terrestre ou marin, le nucléaire et l’hydraulique, tandis que pour les autres ressources et notamment le charbon, les rejets sont considérables.

binaison des énergies renouvelables et de l’énergie nucléaire. Le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives s’inscrit dans cette stratégie, avec un cadrage national et européen qui fi xe sur trois points des jalons extrêmement exigeants pour 2020 et que l’on appelle les « trois fois vingt » :

La stratégie sur laquelle la France est mobilisée est le développement de la com-

− réduire notre consommation énergétique de 20 % par rapport à celle de 1990 ;

+ 2 °C

2,0

Barres indiquant les variations en 2100 produites par plusieurs modèles

1,5 1,0 0,5

Scénarios A1B A1T A1F1 A2 B1 B2 IS92a

0,0 –0,5 –1,0 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2010 Année

Figure 5 Scénario d’évolution climatique : l’augmentation de la température est inévitable d’ici 2100. Même le scénario optimiste de +2 °C implique une forte diminution des gaz à effet de serre.

Figure 6 A. Scénarios de l’évolution des émissions de CO2 . Source : World Energy Outlook 2011

B. Émissions de CO2 par source d’énergie.

B 71 Gt

1 200

341 Gt

1 000 800 600 400 200

Nouvelle politique : bouquet énergétique complètement décarbonné

n Lig ni te

e Ch

ar

bo

z Ga

ro l Pé t

en

m lie er n te rre Ph str ot e ov ol ta ïq ue

Politique actuelle : bouquet énergétique partiellement décarbonné

Éo lie n

Réduction des émissions de 2010 à 2035

Hy dr au l

Scénario avec le bouquet énergétique actuel Scénario avec un bouquet énergétique partiellement décarbonné Scénario avec un bouquet énergétique sans source polluante

air e

0

Éo

2030 2035

ue

2020

clé

2010

iq

2000

Nu

45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1990

2,5

g CO2/kWh

Émission de CO2 (Gt)

A

Global

Hémisphère Nord

6,0

La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir

Dans ces conditions, à quelles ressources énergétiques devons-nous faire appel ?

Différence de la température (°C) par rapport à la moyenne 1961-1990

de gaz à effets de serre, c’est une augmentation de 6 °C qui serait alors prévue (Figure 5). Jamais une évolution aussi rapide et dans ces proportions n’a été observée dans l’histoire de notre planète.

31

Chimie et enjeux énergétiques

− utiliser 20 % d’énergies renouvelables dans le bouquet énergétique français ; − diminuer de 20 % les rejets de gaz à effet de serre avec la perspective de faire passer cette diminution à 80 % en 2050. 1.3. La priorité mondiale est de dé-carbonner le bouquet énergétique : un scénario possible pour la France Pour cela, nous pouvons utiliser deux leviers. Le premier est l’efficacité et la sobriété énergétique, dans tous les usages et particulièrement ceux où les combustibles fossiles sont le plus utilisés actuellement, c’est-àdire le transport et l’habitat (Figure 7).

Figure 7 Consommation d’énergie finale (en pourcentages). Le bâtiment et les transports sont les plus gros consommateurs et les seuls dont les émissions de CO2 soient en croissance depuis vingt ans.

Consommation énergie finale 2010 2,6 22,4

43,2

31,8

Bâtiments

Le second levier est le développement des énergies renouvelables en les substituant aux combustibles fossiles partout où cela est possible, pour autant qu’elles soient économiquement compétitives et techniquement gérables par rappor t aux besoins qui sont les nôtres, et de tirer le meilleur parti de l’énergie nucléaire avec comme conséquence sans doute un accroissement de la part de l’électricité que nous utilisons dans notre bouquet énergétique. En effet, dans les transports, la substitution de l’usage de l’énergie fossile pourr a s’appuyer sur la transformation de la motorisation thermique en motorisation électrique, tandis que dans l’habitat 2 , les

Transports Industries Agriculture

32

2. Voir La chimie et l’habitat, coordonné par M.-T. Dinh-Audouin, D. Olivier et P. Rigny, EDP Sciences, 2011.

efforts d’isolation des bâtiments limiteront les besoins résiduels qui pourront alors être satisfaits par des technologies utilisant l’électricité comme les pompes à chaleur en liaison avec le stockage inter-saisonnier de la chaleur solaire dans le sous-sol. 1.4. Comment préparer la transition vers un bouquet énergétique dé-carbonné ? Cela n’est pas un rêve ! En effet, s’il y a en France environ 36 millions de véhicules par ticuliers et utilitaires, 80 % d’entre eux font moins de 150 km par jour, ce qui est parfaitement compatible avec le stockage de l’énergie électrique nécessaire pour la motorisation, par exemple dans une batterie, ou à plus forte raison dans un réservoir à hydrogène en association avec une pile à combustible ; ceci d’autant plus que cette évolution de motorisation ne représenterait, à kilométrage annuel équivalent, que 15 % de notre consommation électrique actuelle. Nous sommes clairement donc dans des zones de grandeur accessibles à l’élasticité de notre potentiel de production. La ressource en électricité, dite de base de cette stratégie, doit être la plus continue et stable possible et donc s’appuyer en France sur notre potentiel d’énergie nucléaire. La France consomme actuellement une puissance électrique moyenne annuelle de 60 milliards de watts avec une niveau minimum, non compressible de 30 milliards de watts, qui correspondent par exemple à

C’est donc l’adaptation de l’offre à la demande en jouant de la combinaison des potentialités de l’énergie nucléaire et des énergies renouvelables qui constitue l’enjeu majeur des prochaines décennies, avec à la clé l’avenir énergétique durable sans doute de la planète. Cet avenir passe par le stockage de l’énergie. En effet, l’énergie solaire potentiellement disponible qui illumine la partie émergée de notre planète est suffisante ; elle est à la base pratiquement de toutes les énergies

La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir

la consommation de la chaîne alimentaire du froid, à l’alimentation en eau, aux services hospitaliers, aux transports en commun… Ce socle ne peut pas être fourni par les énergies renouvelables comme le solaire et l’éolien qui ne fonctionnent pas en continu.

renouvelables et elle représente plus de 1 000 fois la quantité moyenne annuelle d’énergie consommée actuellement. Quand cette adaptation sera réalisée, il faudra développer les technologies capables d’utiliser le plus intelligemment possible ce type de ressources : c’est ce qui est représenté sur la Figure 8. Prenons quelques exemples, pour illustrer ce que la chimie apporte ou pourra apporter au champ de ces énergies de l’avenir que sont la combinaison du nucléaire et des énergies renouvelables.

2

Chimie et nucléaire

Dans le nucléaire, il faut étudier les matières radioactives, pouvoir les caractériser, pouvoir les extraire, pouvoir les stocker et nous

Figure 8 Horizon de la technologie à 2020-2030. Source : CEA

33

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 9 La chimie dans le cycle du combustible. Source : CEA

allons montrer sur quelques exemples l’apport de la chimie tout au long du cycle du combustible (Figure 9). 2.1. Chimie et cycle du combustible

34

La matière première de l’énergie nucléaire est l’uranium. L’uranium est le seul élément chimique, la seule matière naturelle fissible, c’est-à-dire capable d’être engagée dans un processus de réaction en chaîne contrôlée. Cet uranium qui est un élément peu abondant, mais suffisamment cependant pour être une source industrielle durable d’énergie, est aujourd’hui extrait de mines ; ces mines présentent une capacité de fourniture limitée, même si les délais avant épuisement sont suffisamment éloignés pour ne pas en être

préoccupés dans l’instant. Cependant, il existe d’autres ressources naturelles d’uranium qu’il faut envisager si l’on veut permettre un développement de la technologie nucléaire à hauteur des besoins d’énergie de la planète, notamment celui que l’on trouve dans les minerais dont on extrait le phosphate (Figure 10). 2.1.1. Les apports de la chimie à l’optimisation des ressources L’optimisation des ressources naturelles est un enjeu important et, ces dernières années, de nouvelles voies de recherche ont permis la mise au point de molécules extractantes, capables de récupérer efficacement l’uranium même en faible concentration dans un grand volume de minerais de phosphate (Figure 11).

6 000 000

< USD260/kg U

5 000 000 4 000 000

< USD130/kg U

3 000 000

< USD80/kg U

2 000 000

< USD40/kg U

1 000 000 0

2001

2003

2005

2007

2009

Années

100 ans au rythme actuel de consommation

Figure 10 Les ressources en uranium naturel. Prises en compte des ressources jusqu’à 260 $/kg 6,3 Mt de ressources identifiées. Cent ans de ressources au taux actuel de consommation avec les REP.

La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir

tU 7 000 000

Figure 11 Apports de la chimie à l’optimisation des ressources. Exemple de nouvelles molécules extractantes pour le traitement du combustible nucléaire. Source : CEA

O H

O

Epot min (KJ/mol)

P

O

O

O

H O

HDEHP

–245

P

O O

HBiDiBOPP

O Bu O Bu O Bu O Bu –288

Exemple de molécules pour l’extraction à partir des phosphates

2.1.2. Chimie analytique et radiochimie Des techniques analytiques performantes et sensibles pour déterminer des données clés sur la chimie des actinides Même si la radioactivité est un phénomène naturel dans lequel nous baignons, et que nous sommes nous-mêmes

pour partie radioactifs, il y a des doses qu’il ne faut pas atteindre si l’on ne veut pas que cette radioactivité soit effectivement dommageable par les organismes vivants. Il y a donc un besoin, tout au long du cycle du combustible, de caractériser et d’identifi er, à l’état de traces

35

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 12 Exemples de techniques analytiques utilisées pour définir l’optimisation des procédés de traitement du combustible nucléaire. A. Suivi et analyse de traces de curium par électrophorèse capillaire couplée à ICP-MS (concentration 10–10 M). B. Identification et analyse des variétés chimiques du plutonium dans un mélange par spectroscopie laser résolue dans le temps (en milieu organique). Exemple : spectre de Pu(III) 10–6 M3.

N

N

N

N

N

N

R

Cm complexe

R N

N

R

R C5- BTBP (R = pentyl)

Cm solvaté

580

590

600

610

A

620

630

PuO11

PuO2(CO3)23–

2,0 × 10–1

Hm (cm3.V1.s–1)

640

650

Longueur d’onde (nm)

PuO2CO–3

100

80

1,0 × 10–1

60

0,0 –1,0 × 10–1

40

PuO2(CO3)32–

–2,0 × 10–1 20 –3,0 × 10–1 5

6

7

B

36

3. La spectroscopie laser résolue en temps est une technique d’analyse chimique dans laquelle un faisceau laser de longueur d’onde spécifique excite de manière contrôlée (en énergie, durée et cadence) une espèce chimique en solution (par exemple : UO22+). L’absorption du photon porte l’espèce dans un état électronique excité, et le retour à l’état fondamental se fait par émission de fluorescence dans le visible. La détection des photons émis permet de mesurer les caractéristiques de fluorescence de l’espèce : son temps de vie et son spectre d’émission. Cette technique permet d’étudier et de suivre l’évolution d’une réaction chimique en solution, car les modifications des nuages électroniques induisent des modifications des caractéristiques de fluorescence des espèces étudiées.

et de manière extrêmement fi ne, la quantité de matière radioactive présente dans notre environnement : par exemple le curium, élément issu des combustibles usés du nucléaire, peut être identifi é à l’état de traces infi nitésimales, tout comme peut l’être le plutonium pour lequel on sait maintenant distinguer les différentes variétés sous lesquelles il peut exister dans une solution. La Figure 12 montre comment en utilisant la molécule complexante C5-BTP représentée en haut à gauche de la Figure 12A, le complexe du curium est remarqua-

8

9

10

11

0 12

pH

blement bien identifié à de très faibles concentration (10 –10 M) par élec trophorèse capillaire couplée à la spectrométrie de torche à plasma ICP-MS (voir l’encart : « L’électrophorèse capillaire et la spectrométrie par torche plasma »). La Figure 12B montre comment par spectroscopie laser résolue dans le temps les variétés chimiques différentes du plutonium peuvent être clairement identifiées même à très faible concentration (10-6 M). Revenons à la Figure 9 pour examiner ce qui se passe de la mine jusqu’à la gestion des déchets.

L’électrophorèse capillaire Introduite dans les années 1960, l’électrophorèse capillaire est une méthode d’analyse chimique utilisée pour séparer les éléments d’un mélange en fonction de leurs charges électriques et des forces de friction qui s’exercent entre eux. Dans une solution appelée électrolyte, placée à l’intérieur d’un petit tube capillaire, les espèces chargées (ions) se déplacent sous l’effet d’un champ électrique appliqué entre deux électrodes, l’anode et la cathode (Figure 13). Celles chargées positivement (cations) migrent vers la cathode et celles chargées négativement (anions) migrent vers l’anode. La vitesse de migration est d’autant plus lente que les forces de friction sont importantes, dépendant de la viscosité du milieu, de la taille et la forme des ions. Les espèces sont ainsi séparées les unes des autres, puis révélées au moyen d’un détecteur qui envoie le signal à un ordinateur pour son traitement. Les données sont affichées sous la forme d’un électrophorégramme donnant la réponse du détecteur en fonction du temps. Les composés chimiques séparés y apparaissent comme des pics avec des temps de rétention différents. anode

Capillaire (10-100Q m d.i. et 20-100 cm de long)

ANODE

La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir

L’ÉLECTROPHORÈSE CAPILLAIRE ET LA SPECTROMÉTRIE PAR TORCHE PLASMA

CATHODE

Électrode en platine

Récipients d’électrolyte (5-150 mM)

cathode

Figure 13

Au cours d’une analyse par électrophorèse, des espèces chargées migrent à travers une solution d’électrolyte, sous l’effet d’un champ électrique appliqué entre l’anode et la cathode.

La détection des éléments se fait le plus souvent par absorbance UV-visible, parfois par fluorescence ou par électrochimie. Il est également possible de coupler l’électrophorèse capillaire avec la spectrométrie de masse, afin d’effectuer l’identification des composés séparés, ou encore avec la spectrométrie par torche à plasma (ICP-MS). La spectrométrie par torche à plasma La spectrométrie par torche à plasma est une méthode d’analyse chimique permettant de doser la quasi-totalité des éléments simultanément. L’analyse est très rapide et permet d’identifier quasiment tous les éléments du tableau périodique, avec une très grande sensibilité de détection. La technique consiste à ioniser l’échantillon en l’injectant dans un plasma d’argon ou d’hélium, une sorte de fl amme extrêmement chaude (jusqu’à 8 000 K) qui transforme les atomes en ions. L’échantillon pénètre généralement dans le plasma sous une forme condensée (liquide ou solide), et doit subir une fusion (pour les solides) et/ou une vaporisation puis une ionisation (Figure 14). Après injection dans un analyseur, les éléments sont détectés, soit par spectrométrie d’émission optique, soit par spectrométrie de masse : dans ce dernier cas, on parle de spectrométrie par torche plasma couplée à la spectrométrie de masse (ICP-SM). 37

Chimie et enjeux énergétiques

Ce couplage avec un spectromètre de masse haute résolution utilise le fait que des ions peuvent être séparés les uns des autres par applications de champs électromagnétiques, en fonction de leur masse atomique, de leur charge électrique et de leur vitesse. Grâce à cette technique, on peut doser en routine la plupart des éléments à des concentrations de l’ordre du microgramme par litre. L’autre grand intérêt est qu’il est possible de quantifier des ratios isotopiques, utilisés par exemple dans la géo-localisation chimique.

Figure 14 Spectromètre à torche plasma (ICP).

Figure 15

10 000

Radiotoxicité des déchets ultimes (PF : produits de fission ; AM : actinides mineurs).

1 000 100

uranium (mine)

COMBUSTIBLE USÉ

VERRES sans AM (PF seuls)

10 000 ans

1 VERRES PF + AM

300 ans

250000 ans

0,1 10

100

1000

10000

100000

1000000

Temps après déchargement (années)

38

2.1.3. Chimie et séparation des combustibles usés

inerter ces déchets ultimes pour pouvoir les stocker.

La chimie joue un rôle important dans la réduction de la radiotoxicité des déchets ultimes du nucléaire. La Figure 15 montre que la radioactivité du combustible usée est fortement exaltée par rapport à celle du minerai qui a servi à le fabriquer ; à ce niveau de dose, les organismes vivants ne peuvent mettre en œuvre des mécanismes efficaces de réparation des dommages qui peuvent être causés aux cellules, donc au matériel biologique de nos organismes, par les radiations. Il faut donc

Les déchets ultimes, c’est-àdire les produits de fission de l’uranium, correspondent à environ 4 % d’un combustible usé, alors que 95 % des déchets sont de l’uranium qui n’a pas encore été consommé qui peut être recyclé, et que 1 % est ce qu’on appelle les actinides mineurs radiotoxiques, ceux qui ont, sous la forme de plutonium, d’américium, de neptunium ou de curium, des durées de vie radioactives beaucoup plus longues, de plusieurs centaines de milliers d’années.

L’extraction liquide-liquide. Une technique de choix pour extraire/ recycler les actinides. Les actinides sont représentés par les boules vertes.

On sait maintenant extraire jusqu’à 99,99 % des matières dites recyclable de celles qu’il convient de stocker parce qu’elles n’ont plus d’usage, mais qu’il faut confiner du fait de leur forte et durable radiotoxicité. L’enjeu est ensuite de séparer les déchets qui n’ont plus de valeur énergétique et qui sont à durée de vie relativement courte à l’échelle de temps humain (quelques centaines d’années au plus), de ceux qui sont effectivement dangereux à des échelles de temps beaucoup plus longues. Par exemple, la Figure 16 illustre comment l’extraction liquide utilisant des molécules complexantes adaptées permet d’extraire d’une solution aqueuse les actinides à très longues durées de vie. Jusqu’à présent, les déchets recyclables contenant de l’uranium (U) et du plutonium (Pu) étaient extraits séparément ; en particulier, le plutonium était extrait sous forme de complexe oxalique par le procédé PUREX

Figure 17

PUREX

(Figure 17). Un nouveau procédé chimique complexe (COEX TM) de traitement des combustibles usés permet maintenant de co-extraire, par co- conversion oxalique, l’uranium et le plutonium en une fois, ce qui limite les manipulations complexes et représente des gains considérables non seulement en termes de radiologie et de sécurité pour les personnels, mais aussi du point de vue économique. La meilleure façon de gérer la radiotoxicité des déchets ultimes est de les inerter en les insérant dans une matrice de verre jusqu’à ce que la radioactivité soit redescendue par décroissance naturelle à un seuil inférieur à la radioactivité initiale de l’uranium, et sans danger, c’est-à-dire au moins 300 ans, jusqu’à plusieurs dizaines de milliers d’années pour les actinides comme cela est montré sur la Figure 15.

La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir

Figure 16

Depuis 2010, un nouveau procédé de vitrification en creu-

COEX™

Nouveau procédé de traitement/ recyclage des combustibles usés : COEX TM : pas de plutonium séparé, à aucun moment ; co-extraction d’U-Pu ; la co-conversion oxalique de l’U et du Pu conduit à (U, Pu) O2. Source : CEA

PuIV(C2O4)2 . 6H2O

(N2H5+,H+)2,5UIV1,5PuIII0,5(C2O4)5 . nH2O

39

Chimie et enjeux énergétiques

set froid est mis en œuvre à La Hague (Figure 18). Les déchets et le verre sont fondus plus rapidement à plus haute température par chauffage inductif tandis que les murs du creuset sont directement refroidis, ce qui limite très fortement la corrosion et représente une économie et une simplification industrielle considérables. Le verre est un matériau naturel que l’on peut extraire de certaines laves volcaniques pour connaître son évolution sur de très grandes échelles de temps. Ce type d’études a permis de fabriquer des verres de durée de rétention extrêmement longue, répondant aux objectifs de confinement sûr des déchets.

2.2. Chimie des matériaux des réacteurs 2.2.1. La prévention de la corrosion L’enjeu majeur est de faire fonctionner le réacteur pendant une durée de vie prévue pour 50 à 60 ans, dans les conditions de sécurité maximum alors que tous les matériaux et en particulier les matériaux métalliques se transforment sous l’effet de l’oxydation au contact des produits avec lesquels ils se trouvent fonctionner. La Figure 19 montre un exemple de protection à la corrosion que l’on peut obtenir par la re-fusion laser de la surface de plaques d’acier en contact avec le fluide caloporteur d’un réacteur à eau pressurisée.

Figure 18 Vitrification : la technologie du creuset froid. En fonctionnement à La Hague depuis juin 2010. Source : CEA Procédé de vitrification en creuset chaud

Figure 19 Corrosion des réacteurs à eau pressurisée. Mise en évidence de l’influence bénéfique de la re-fusion laser d’un acier 304L face à la corrosion par piqûration superficielle, en milieu chloruré. Source : CEA 40

Procédé de vitrification en creuset foid

B

Les matériaux pour le gainage des combustibles à très fort taux de combustion des réacteurs à neutrons rapides au sodium. A. Prototypes de tubes en acier ODS 14Cr ferritique (nuance Fe-14Cr-1W-0,3Ti-0,3Y2O3) aux dimensions de la gaine du futur réacteur RNR-Na. B. Image microscopique des nanophases d’oxydes. C. Courbe de déformation de l’acier ODS 14Cr ferritique (verte) comparée à celles d’autres aciers (courbes rouge et rose). Source : CEA

Nano-phases (Y, Ti, O)

(%) 10 9

Échantillon 316 Ti

8

Échantillon 15/15Ti

Meilleur lot 15/15Ti

Déformation

7 6 5 4

Limite de déformation admise

3 2

Acier ODS 14Cr ferritique

1 0 60

C

70

80

90

Acier ferritique (Fe-18Cr-1W-Cr-Ti-Y2O3)

100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 Déplacement par atome

2.2.2. La prévention de la déformation Dans les réacteurs nucléaires, les matériaux sont utilisés dans des conditions extrêmes : des températures de quelques centaines de degrés sous des pressions de quelques centaines d’atmosphère, sous un fort flux de neutrons issu de la fission du noyau d’uranium qui vient heurter leur surface. L’empilement des atomes des parois métalliques épaisses de quelques dizaines de centimètres est soumis à un véritable bombardement de neutrons qui se comportent comme des boules de billard ; certains atomes sont dépla-

cés sous l’effet du choc, créant ainsi de nouvelles lacunes dans le métal. Il faut limiter au maximum ces déplacements pour ne pas modifier les propriétés mécaniques de l’enceinte. On y réussit par un choix judicieux de l’acier constitutif de l’enceinte, mais aussi par l’ajout de petites quantités de certains oxydes, sous forme de nanoparticules, qui peuvent effectivement considérablement améliorer la résistance à la déformation.

La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir

A

Figure 20

La Figure 20 montre le résultat obtenu dans le cas de tubes en acier pour le gainage des combustibles d’un réacteur à neutrons rapides : sur les courbes de la Figure 20C de la figure, on voit clairement la différence entre la courbe rouge qui correspond à un acier ferritique sans ajouts de nanoparticules et la courbe verte qui correspond à l’acier du prototype qui contient des nanophases d’oxydes d’yttrium et de titane ; dans ce dernier cas, la déformation est fortement réduite, même pour 180 déplacements en moyenne par atome, ce qui est considérable. La chimie intervient donc à toutes les étapes de la production de l’énergie nucléaire

41

Chimie et enjeux énergétiques et est essentielle pour un développement sûr et durable de cette dernière, la sûreté absolue sans relâchement de matières radioactives dans notre environnement étant une exigence parfaitement légitime de nos concitoyens.

3

Chimie et énergies renouvelables

Nous avons vu précédemment que nous devons par substitutions aussi larges que possible des combustibles fossiles, ne serait-ce que pour en prolonger la durée de vie et la disponibilité pour les générations futures, essayer d’utiliser au mieux la combinaison énergie nucléaire/ énergies renouvelables.

42

Le CEA est fortement mobilisé sur cet objectif et fait pour cela appel très fortement à la chimie, pour permettre le développement des composants des cellules photovoltaïques, les matériaux pour les batteries, les catalyseurs pour la transformation de la biomasse, les composants pour le stockage électrochimique ou les piles à combustibles (Figure 21).

C’est un travail considérable dans lequel le CEA est engagé avec toute la communauté scientifique et industrielle française pour, d’une part, extraire et développer effectivement les matières premières indispensables à cette stratégie et, d’autre part, pour les mettre en forme et les recycler. En voici quelques exemples. 3.1. La chimie des nanomatériaux Les nanomatériaux et la nanochimie sont des éléments clés pour développer les énergies dé-carbonées et économiser les ressources naturelles. Les nanocatalyseurs pour les piles à combustibles, les nanopoudres pour les nouvelles batteries lithium-ion, les nanofilms de silicium pour les cellules solaires, tous ces nanomatériaux sont des composants cœurs, dans la logique de découverte des ruptures technologiques et des innovations majeures dont nous avons besoin dans une stratégie de compétitivité intégrant l’ensemble de la chaîne

Figure 21 Évocation d’énergies renouvelables : piles à combustible, biomasse, solaire. Source : CEA

Nanopoudre pour batteries Li-ion

Nanofils de silicium pour cellules solaires Démonstrateurs

Rupture technologique Composants « Cœur »

Rupture système

Figure 22 La chimie des nanomatériaux : une stratégie intégrant l’ensemble de la chaîne de l’énergie, une approche globale des systèmes énergétiques. Source : CEA

de l’énergie. Presque toutes les énergies renouvelables sont encore aujourd’hui à des coûts beaucoup trop élevés pour être compétitives avec les énergies hydraulique ou nucléaire qui sont aujourd’hui les moins onéreuses. Ces compos ant s cœur s sont intégrés dans des démonstrateurs et testés effectivement en grandeur nature, par exemple sur des véhicules, ou dans un habitat, pour en démontrer effectivement la performance (Figure 22). 3.1.1. Les piles à combustible Une pile à combustible fabrique de l’électricité grâce à l’oxydation, sur une électrode recouverte d’un catalyseur au platine (l’anode), d’un combustible réducteur tel que l’hydrogène selon la réaction : H2

2H+ + 2e –

Couplée à la réduction sur l’autre électrode (la cathode) d’un oxydant tel que l’oxygène de l’air : 4H+ + 4e – + O2

2H2O

Les électrodes recouvertes d’un catalyseur à base de platine et l’électrolyte qui permet la circulation des protons dans la pile constituent les éléments essentiels de cette dernière. La quantité de catalyseur nécessaire pour produire efficacement la même quantité d’énergie par unité de temps a été réduite d’un facteur 40 à 50 000 entre 1955 et 2005. La raison est l’amélioration de la nano-architecture des électrodes qui permet l’utilisation de 100 % du platine : en effet, seuls les atomes à la surface du catalyseur sont actifs pour accélérer la vitesse d’une réaction chimique, donc plus une particule de platine est petite, plus le nombre d’atomes en surface est grand par rapport au nombre total d’atomes de la particule. Comme le platine est très cher (36 000 €/ kg actuellement) il y a donc intérêt à avoir des matériaux aussi dispersés que possible,

La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir

Nanocatalyseur pour pile à combustible

43

Chimie et enjeux énergétiques c’est-à-dire des particules aussi petites que possible. C’est ce que les chimistes ont su réaliser récemment. Par ailleurs, le coût élevé du platine a conduit à chercher d’autres éléments substitutifs plus abondants et moins chers ; récemment, des chercheurs du CNRS, du CEA et des universités ont mis en évidence une variété de cobalt capable de remplacer le platine avec la même efficacité dans la réaction d’électrolyse de l’eau (l’inverse de la réaction qui se passe dans la pile). Ce nouveau catalyseur est préparé par électrodéposition à partir d’une solution de nitrate Co(NO3)2, 6H2O sur une électrode à base d’oxyde métallique (FTO) en milieu neutre. Le catalyseur existe sous deux formes entre lesquelles il peut évoluer, l’une qui catalyse la production d’hydrogène appelée (H2-CoCat), l’autre qui catalyse la production d’oxygène (O2-CoCat) à partir d’eau.

44

La Figure 23 montre l’image par microscopie électronique à balayage d’une électrode modifi ée par le dépôt de ce nouveau catalyseur. La Figure 23A montre le catalyseur O2-CoCat, la Figure 23B montre le catalyseur H2-CoCat et la Figure 23C la préparation du catalyseur H2-CoCat en condition réductrice, puis le

passage en condition oxydante où l’on voit la forme O2-CoCat qui apparaît pour la partie inférieure de l’électrode. 3.1.2. Les batteries Le stockage de l’énergie dans les batteries est un enjeu stratégique majeur pour le développement des énergies renouvelables intermittentes. Une batterie est un assemblage complexe de composants, chacun d’entre eux faisant appel très largement à des matériaux et à des phénomènes physico-chimiques très élaborés. L’objectif est de transporter le maximum d’énergie, avec le maximum de sécurité durant de très nombreux cycles (Figure 24). Beaucoup d’efforts et de progrès ont été accomplis dans les trente dernières années grâce en particulier aux nanomatériaux et aux électrodes nanostructurées qui sont la clé des nouvelles batteries lithium-ion. En 1980, l’autonomie d’un véhicule équipé d’une batterie électrique n’était que de 30 km avec des cycles peu nombreux, donc une durée de vie courte. Aujourd’hui les véhicules électriques sont capables de faire 250 km avec une excellente fiabilité et l’objectif est d’aller encore beaucoup plus loin, d’atteindre une autonomie de 300 km et plus

Figure 23 Image MEB d’une électrode modifiée par déposition (A) de O2-CoCat dans des conditions oxydantes (+1,16 V versus Ag/ AgCl), (B) de H2-CoCat dans des conditions réductrices (–1,0 V versus Ag/AgCl) et (C) préparation d’H2-CoCat en conditions réductrices puis switch vers des conditions oxydantes pour la partie inférieure de l’électrode. Source : CEA

Matériaux

Cellule

Système batterie (250 kg, 150 litres)

Module

Boîtier de jonction

Capteurs

Calculateur (BMS)

La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir

Électrodes

Assemblage des modules Carter

Figure 24 Processus de fabrication d’une batterie lithium-ion pour un véhicule électrique. Source : CEA

Figure 25 Nanomatériaux et électrodes nanostructurées : la clé des batteries Li-ion. Source : CEA

« Service plug »

en combinant éventuellement la batterie avec une pile à combustible (Figure 25). 3.1.3. L’énergie photovoltaïque Comme 80 % des matériaux actuellement utilisés dans les cellules photovoltaïques sont du silicium ultra pur, on utilisait pour cela les rebus de silicium de qualité électronique, mais ces rebus ne sont plus maintenant en quantité suffisante pour le développement du solaire.

Une autre solution a été recherchée dans le cadre d’une recherche coopérative entre CEA et le CNRS pour produire du silicium de très haute pureté. Elle consiste à fondre, à plusieurs centaines de degrés, le silicium métallurgique pour faire remonter les impuretés résiduelles en surface (soufre et bore) où elles sont alors éliminées sélectivement, en perdant le minimum de sili-

45

Chimie et enjeux énergétiques

A

B

Réactifs gazeux Gaz auxiliaire

Plasma gazeux

Analyses ICP

Torche à plasma ICP

Figure 26 A. Purification du silicium par plasma pour les cellules solaires. B. Procédé de purification du silicium par plasma inductif (Photosil)®. On obtient du silicium de grade solaire, pour des cellules solaires de rendement électrique supérieur à 16,5 %. L’industrialisation de ce procédé est en cours, pour une mise en œuvre début 2013, avec une capacité de production finale de 5 000 t/an. Source : CEA

cium, par évaporation par une torche à plasma, c’est-à-dire un jet de matière gazeuse extrêmement chaude et de haute réactivité chimique (Figure 26). L’optimisation du rendement énergétique des cellules photovoltaïques est un enjeu important dans lequel la chimie de l’état solide joue un grand rôle. Sur un substrat de silicium, grâce à un catalyseur, on peut faire croître des fils de silicium de section contrôlée (Figure 27 B). Chaque fil

Silicium

selon sa section absorbe une fréquence lumineuse différente (Figure 27 A) au lieu d’une seule fréquence pour une plaque de silicium, ce qui permet d’utiliser tout le spectre de l’énergie du soleil. 3.2. La biomasse source d’énergie renouvelable La nature utilise l’énergie solaire pour produire, via la photosynthèse, la biomasse par combinaison de dioxyde de carbone et de l’eau.

Figure 27 Optimisation du rendement des capteurs solaires. Une approche complémentaire aux hétérojonctions Si.

B A

Énergie (eV) 1

2

3

4

Intégration de nanofils de silicium dans une cellule solaire

C Collection des charges Nanofils

Substrat silicium

46

1

2

3

4

GAZÉIFICATION

PURIFICATION ET ENRICHISSEMENT

PROCÉDÉ FISCHER-TROPSCH

Prétraitement

Plusieurs étapes de transformation sont nécessaires pour convertir la biomasse (paille, résidus forestiers…) en biocarburants de 2e génération.

L’ajout d’hydrogène permet de multiplier par deux le rendement énergétique du procédé et de capter tout le monoxyde de carbone contenu dans la biomasse.

thermique

Purification

À l’issue des étapes de synthèse et de raffinage, différents sous-produits sont disponibles : du diesel pour les véhicules, du jet fuel pour les avions et du naphta pour la chimie verte (cosmétiques, plastiques…).

Après broyage, la biomasse est décomposée grâce à un prétraitement thermique (par pyrolyse ou torréfaction).

La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir

Biomasse

Raffinage

Gazéifieur

La gazéification est effectuée à 1 200-1 400 °C, en présence de vapeur d’eau.

Différentes technologies permettent d’éliminer certains résidus (soufre, azote, etc.) et ne conserver qu’un mélange gazeux d’hydrogène (H2) et de monoxyde de carbone (CO).

Synthèse

Diesel

Jet fuel

Naphta

Figure 28 Biomasse et bioénergies : utiliser les compétences de la chimie des procédés pour le développement de la biomasse de 2e génération. Source : CEA

Chlamydomonas vue par microscopie à fluorescence

Vue en MET de la cyanobactérie Synechocystis PCC6803

Les carbohydrates de la matière végétale de la biomasse constituent une large palette de matière première renouvelable : plantes à fibres, bois et dérivés, oléagineux, algues et micro-algues.

la production d’énergie ainsi que pour la chimie et l’industrie. Combustion, transformation chimique et fermentation sont les trois processus utilisés pour sa valorisation (Figure 28).

La biomasse est une ressource encore sous-exploitée qui peut être utilisée pour

Produits en remplacement de l’essence et du diesel, les biocarburants sont issus de

47

Chimie et enjeux énergétiques

Micro-algues

Photoproduction d’hydrogène par les micro-organismes photosynthétiques

Cyanobactéries

Bactéries photosynthétiques

Photosystème et chaîne photosynthétique Nouveaux catalyseurs bio-inspirés pour remplacer le platine

Ingénierie et biosynthèse des hydrogénases

procédés de transformations chimiques et doivent faire face à des défis techniques et économiques. Les biocarburants de première génération ont utilisé des cultures destinées traditionnellement à l’alimentation, la deuxième génération est produite à partir de plantes non alimentaires à forte productivité, de résidus de récoltes ou de bois. Toutefois, la consommation d’énergie réclamée par l’exploitation de cette biomasse par différentes méthodes (procédés thermochimiques ou catalyse enzymatique) en limite encore l’intérêt.

48

La troisième génération est déjà à l’étude : par exemple, pour produire de l’hydrogène, elle fait appel à de nouveaux catalyseurs bio-inspirés pour remplacer notamment le platine, à la chimie enzymatique dans l’ingénierie et la synthèse de catalyseurs, et à l’utilisation des micro-organismes comme les cyanobactéries ou de micro-algues (Figure 29).

3.2.1. L’éolien La qualité des matériaux ( bétons, métaux), leur résistance mécanique, les problèmes de corrosion (notamment dans l’éolien marin) et de recyclage jouent un grand rôle dans le développement de cette filière (Figure 30).

Figure 29 Le programme bio-hydrogène. Source : CEA

3.2.2. Le recyclage du CO2 Les besoins en électricité d’une population mondiale en constante augmentation laissent prévoir que les sources énergétiques les

Figure 30 Amélioration des matériaux (bétons, métaux) constitutifs des éoliennes. Source : CEA

+

R2N—H

+

R’3Si—H 100 °C, 24 h

amine

R’3Si—OH

H formamide

silane

Catalyseur

+

R2N—C

silanol

Produits formés

H

C

N

5%

O

O

N

N

N

C

H

N

O H

Me

O

Figure 31 Recyclage du CO2. L’utilisation du CO2 pour produire des composés chimiques réutilisables est une alternative prometteuse à la pétrochimie. Réaction de recyclage du CO2 en formamides.

H

Me O

Recyclage du CO2 Sans métal Sans solvant Sans additif Une seule étape Réactif non-toxique

C N

C N

O H

H

C N

H

H

La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir

O

catalyseur

CO2



plus exploitées en 2050 seront encore le charbon, le gaz naturel et le gaz de schiste. Avec des consommations prévisibles multipliées par 2,5 et 3 la teneur de l’atmosphère en CO2 finirait par augmenter considérablement. L’extraction et la valorisation du dioxyde de carbone deviennent ainsi des stratégies de développement durable. Un exemple est d’utiliser le dioxyde de carbone avec

par exemple une amine pour produire ainsi des matières valorisables qui pourront être effectivement recyclées (Figure 31). La transformation du CO2 en méthane ou en méthanol par réaction avec l’hydrogène issu du stockage des énergies renouvelables intermittentes pourrait aussi constituer une nouvelle source d’énergie mais le coût est encore très élevé.

49

Chimie et enjeux énergétiques 50

Conclusion La chimie intervient à tous les stades dans l’ensemble des technologies clés pour la production, le stockage, la distribution et la transformation de l’énergie. La chimie de l’énergie fait appel à de très nombreuses disciplines de la chimie pour résoudre les défis auxquels nos sociétés sont confrontées. Les concepts innovants feront appel à des connaissances réunissant la biologie, la physique, la chimie, la mécanique des fluides, l’informatique. Les procédés du futur devront reposer sur une analyse de leur cycle de vie pour être durables et économes des ressources naturelles grâce à une chimie innovante.

RÉSUMÉ DES DÉBATS AVEC LE PUBLIC DU COLLOQUE Pourrait-on envisager la réduction du dioxyde de carbone atmosphérique par l’hydrogène, obtenu, par électrolyse ou même craquage de l’eau ? À l’heure actuelle, cette piste est peu utilisée car trop coûteuse en énergie mais l’imagination et la créativité des chimistes étant sans limite pourquoi pas, un jour ? Que penser de la méthanisation comme moyen de transformation de la matière végétale ? Oui, c’est une piste, et il y a un certain nombre de pays dont le nôtre où des efforts très importants sont faits. L’ADEME (l’Agence de l’environnement et la maîtrise d’énergie) vient de proposer un certain nombre de programmes dans lesquels figure la méthanisation. La méthanisation est un phénomène plus biologique que chimique, puisque la transformation est actuellement faite avec un certain nombre d’enzymes. La méthanisation est une possibilité d’usage tout à fait intéressante des énergies renouvelables. La question porte sur le remplacement des métaux précieux ; aussi bien pour la catalyse que dans les matériaux qui doivent résister à des contraintes très fortes dans le domaine du nucléaire, on a besoin de plus en plus de métaux précieux qui vont devenir rares. Comment faire face à ce défi, car à l’avenir on aura besoin de trouver des substituts comme le cobalt pour le platine comme cela a été montré dans le texte. Effectivement un des enjeux majeurs aujourd’hui, du développement de toutes les énergies, mais plus encore des énergies renouvelables, c’est la disponibilité des métaux précieux. Peu de gens savent peut-être que, dans une éolienne, pour les plus grosses, il y a jusqu’à 500 kilos de métaux précieux. Pourquoi ? parce qu’il y a là effectivement des bobines magnétiques et tout un ensemble de composants qui, si on veut qu’ils soient au meilleur niveau de performance, fait appel à des métaux précieux. Alors il y a deux pistes. La première piste, c’est celle d’essayer d’extraire du sous-sol de plus en plus de ces métaux précieux, c’est-à-dire de développer un certain nombre de moyens chimiques de séparation de ces métaux précieux de la gangue dans laquelle ils se trouvent, donc aujourd’hui on exploite à des proportions qui sont du pour cent, ou même du dixième de pour cent, ce qui veut dire que pour une tonne de minerai, on sait récupérer une dizaine de kilos, et parfois même un kilo. Donc il faut mettre au point des molécules capables avec je dirais beaucoup d’intelligence, d’aller chercher ce métal précisément, de l’extraire dans des conditions économiquement viable, et du point de vue environnemental parfaitement respectueuses de l’environnement. Le seconde méthode est le recyclage. Le challenge aujourd’hui est d’être capable de concevoir des équipements où, dès le début, nous imaginons ce que la chimie sera capable de faire pour recycler les matériaux quand ils seront hors d’usage. On peut imaginer que la première étape de récupération sera la séparation mécanique du dispositif dans lequel ils sont insérés, mais ensuite ils sont très souvent inclus dans des mélanges, extrêmement intimes, dans lesquels seule la chimie pourra effectivement les extraire. Et là il y a un formidable défi pour les chimistes : accroître la capacité de recyclage. Nous sommes en effet en train, avec la croissance de la population, de consommer en quelques décennies plus de métaux précieux que l’histoire de l’humanité ne l’a jamais fait. Donc cet enjeu est majeur : les énergies renouvelables ne pourront pas se développer si l’on ne maîtrise pas effectivement ce cycle des métaux précieux.

7KLVSDJHLQWHQWLRQDOO\OHIWEODQN

Notre

énergétique se décide

aujourd’hui Patrick Criqui est économiste et directeur de recherche au Centre national de la recherche scientifique (CNRS) ; il dirige l’équipe d’Économie et du développement durable et de l’énergie du laboratoire PACTE (CNRS, université de Grenoble). Il donne dans ce chapitre des éléments de prospective sur l’avenir énergétique de notre planète.

Les trois ou quatre prochaines décennies seront essentielles pour l’avenir de la planète. En effet, c’est d’ici 2050 que l’on mettra le système énergétique mondial sur une trajectoire dont les caractéristiques seront déterminantes pour l’avenir du climat à très long terme. Cela signifie que nous devons dans les quarante prochaines années effectuer une transition énergétique au plan global permettant de nous libérer de la dépendance par rapport aux énergies fossiles, et arriver à construire un mix énergétique largement décarboné, nous permettant d’espérer limiter le phéno-

mène du changement climatique. Ou bien, nous ne parviendrons pas à cette transition énergétique mondiale et, dans ce cas, il faudra s’attendre à un climat beaucoup plus chaud qu’aujourd’hui, avec une multiplication des événements météorologiques extrêmes, et donc des impacts très importants sur les différentes sociétés humaines. C’est ce que je voudrais décrire dans ce chapitre. Chemin faisant, j’identifier ai les grandes solutions et ce que l’économie nous apprend de la nécessité de construire un

Patrick Criqui

futur

Chimie et enjeux énergétiques

bon mix énergétique. Il faut en particulier s’inscrire dans la transition énergétique tout en recherchant l’efficacité économique, sans laquelle les politiques menées risqueraient d’aboutir à une impasse. Nous terminerons par quelques orientations possibles pour les scénarios énergétiques du futur. Tout d’abord, avant de savoir où nous allons, essayons de regarder d’où venons en matière d’énergie et de consommation d’énergie primaire.

1

La dynamique des énergies primaires

L’évolution des cinquante dernières années de consommation des énergies primaires est représentée sur la Figure 1. La courbe supérieure du graphique traite le cas du pétrole. On voit que sa consommation a augmenté très rapidement dans les années 1960, jusqu’aux chocs pétroliers. Depuis, la progression du pétrole est lente mais régulière ; on ne voit pas encore aujourd’hui apparaître le phénomène de pic pétrolier dont il est beaucoup question. On a donc une progression linéaire mais très régulière de sa consommation.

54

La courbe de l’évolution de la consommation du charbon figure en dessous. La très mauvaise nouvelle est que si le charbon faisait jeu égal avec le pétrole en 1965, et qu’il a ensuite effectivement crû beaucoup plus lentement, nous constatons en revanche une accélération très marquée de sa consommation depuis les années 2000. Cela s’explique par la croissance éco-

nomique très rapide au cours des dix dernières années des pays émergents, en particulier ceux de l’Asie, la Chine et l’Inde, qui sont de grands pays charbonniers produisant et consommant beaucoup de ce combustible. Il est donc clair que, si nous n’y prenons pas garde, le charbon, cette énergie considérée comme l’énergie du XIXe siècle, risque de redevenir la première énergie du XXIe siècle. Il ne s’agit pas d’ostraciser une énergie par rapport aux autres, mais il faut simplement rappeler qu’aujourd’hui, dans les conditions actuelles d’utilisation, le charbon entraîne des émissions de gaz à effet de serre beaucoup plus importantes que celles des autres énergies, évidemment, plus que les énergies non carbonées, mais aussi plus que le pétrole ou le gaz naturel. La consommation de cette source part d’assez bas, puis a ensuite aussi connu une croissance très régulière, légèrement plus rapide que celle du pétrole depuis les années 1980. Examinons les courbes d’évolution des énergies décarbonées (les trois courbes inférieures de la Figure 1) : − l’énergie hydraulique, qui progresse lentement mais régulièrement, représente aujourd’hui environ 6 % de l’approvisionnement énergétique mondial ; − le nucléaire, qui augmente très rapidement dans les années 1970 avec le lancement des premiers programmes électronucléaires dans le monde, plafonne aujourd’hui, en raison à la fois de la première

Consommation des énergies primaires (millions de tep), de 1965 à 2000. Source : BP Statistical Review of World Energy 2012

Millions de tonnes équivalent pétrole

4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000

Notre futur énergétique se décide aujourd’hui

Figure 1

4 500

500 0 1965 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007 2010

Année Pétrole

Gaz

Nucléaire

Charbon

Hydro

Autres Ren.

crise de l’énergie nucléaire qui a entraîné un ralentissement des commandes de centrales à partir des années 1990 et aussi aujourd’hui en raison des événements qui ont eu lieu à Fukushima. L’avenir du nucléaire reste donc très incertain ; − enfin, sous la rubrique « autres renouvelables » sont rassemblées toutes les énergies dont on parle beaucoup aujourd’hui : l’énergie éolienne, l’énergie solaire, les biocarburants. Cette catégorie ne prend pas en compte la biomasse traditionnelle parce que, étant non commerciale, elle est difficile à comptabiliser. Quand on considère les nouvelles énergies renouvelables, on s’aperçoit qu’il y a eu certes une forte progression dans les dix dernières années, mais qu’elles ne représentent encore aujourd’hui que 1,7 % de l’approvisionnement énergétique total mondial. Si nous souhaitons augmenter

significativement la part de ces énergies dans le bilan énergétique mondial, il va donc falloir fournir beaucoup d’efforts.

2

L’évolution climatique à l’horizon 2050

La Figure 2 montre que tout se joue avant 2050. Ce graphique est établi à partir des tableaux du quatrième rapport du GIEC (Groupe intergouvernemental sur l’évolution du climat), qui est la meilleure instance scientifi que pour l’étude de ces problèmes. Il montre la relation entre l’augmentation de température attendue sur le long terme et les émissions de gaz à effet de serre, plus précisément le point de passage en 2050. On voit que si l’on double les émissions de gaz à effet de serre en 2050 par rapport à 2000, il faudra s’attendre à une augmentation de température à long terme de six degrés. Si l’augmentation des émissions

55

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 2 Relation entre les émissions prévues en 2050 et les variations de températures par rapport à 2000, selon une étude du GIEC. Source : P. Criqui, projet FP7 SECURE, d’après le Quatrième rapport d’évaluation du GIEC

est autour de 40-50 %, on peut prévoir une augmentation de quatre degré, et, pour tenir l’objectif climatique de 2 °C actuellement discuté au plan international, il faudrait réduire les émissions de gaz à effet de serre d’au moins 50 % en 2050 par rapport à 2000. On constate donc l’ampleur de la tâche car lorsque l’on explore avec des modèles économiques (même s’ils peuvent se tromper, ils permettent néanmoins de construire des images du futur relativement cohérentes) les scénarios sans politique de réduction d’émission des gaz à effet de serre, on se retrouve précisément dans le cas du doublement des émissions.

56

Afin de limiter l’augmentation de température à 2 °C, il faudrait mettre en œuvre le scénario d’un régime climatique global, c’est-à-dire un dispositif international dans lequel les grands pays du monde se mettraient tous d’accord pour réduire significativement leurs émissions de gaz à effet de serre. Dans ce scénario, il faut réduire les émissions

mondiales de 50 %, c’est-àdire les diviser par deux en 2050 par rapport à 2000 ; mais cela signifie que si l’on veut laisser un peu de place à la croissance des pays émergents et des pays en développement, il faut fournir beaucoup plus d’efforts chez nous, dans les pays industrialisés qui aujourd’hui consomment davantage d’énergie, et donc émettent davantage. L’objectif français du facteur 4, formulé en 2003, qui conduirait donc à diviser par quatre les émissions en 2050 est donc en parfaite cohérence avec cet objectif mondial d’un facteur deux. Pour modifier les comportements et les trajectoires, beaucoup d’actions sont à mettre en œuvre : des interventions en matière de R&D, des actions de formation, d’éducation, des normes à introduire… Mais surtout, du point de vue économique, il faut, comme le disait Al Gore il y a quelques années, « donner un prix au carbone » ; c’est la condition nécessaire (mais pas forcément suffisante) des politiques climatiques vigoureuses et efficaces. Dans le scénario du laisser-faire, ce prix est nul ; dans le scénario où chacun fait ce qu’il peut, mais sans véritable coordination mondiale (le Muddling Through), c’est 40 € par tonne de CO 2 en point d’arrivée à 2050. Même si cette somme est peu élevée, cela peut déjà avoir un impact bénéfique significatif sur la mise en œuvre de solutions bas carbone. Mais si l’on veut aller beaucoup plus loin et respecter la contrainte 2 °C, il faut un affichage politique plus

Il nous faut en effet en permanence avoir en tête cette question des signaux à introduire dans les systèmes économiques, car nous ne sommes pas dans des économies planifiées – qu’on le regrette ou qu’on s’en félicite – et il faut donc bien donner des signaux aux acteurs économiques décentralisés.

Des orientations possibles pour les scénarios énergétiques du futur

3

Ces choix politiques contrastés se traduisent par deux i m a g e s c o n t r a s té e s d u monde à l ’hor izon 2 05 0 (Figure 3) : sur la Figure 3A, on voit le monde probable si l’on ne fait rien ou si on laisse faire, compte tenu des diverses contraintes qui sont évoquées dans les autres chapitres de cet ouvrage sur le développement des différentes sources d’énergie. La plupart des prospectives énergétiques de long terme convergent d’ailleurs vers ce type d’image, dans le cas du laisser-faire.

Pour le pétrole (en rouge dans la Figure 3), la production augmente encore un peu d’ici 2050, mais en tendant vers un plateau, qui suppose déjà une mobilisation assez importante de pétrole non conventionnel. La même chose est observée pour le gaz naturel, pour lequel la consommation tend vers un plateau aux alentours de quatre milliards de tonnes équivalent pétrole à partir de 2040. En haut de chaque barre est représenté l’apport des nouvelles énergies renouvelables évoquées précédemment. Nous pouvons voir que leur contribution augmente signifi cativement, de même pour la biomasse qui est représentée en vert. Une augmentation du nucléaire (en jaune) d’un facteur deux à trois est prévue dans le cadre de ce scénario.

Notre futur énergétique se décide aujourd’hui

fort, et arriver à des prix de 400 € la tonne de CO2 en 2050 (Figure 2). Ce coût représente l’équivalent d’un surcoût de un euro par litre d’essence. Est-ce démesuré alors que c’est probablement la condition de cette transition et de cette modifi cation profonde des systèmes énergétiques d’ici 2050 ? Laissons à chacun le soin de juger, sachant que sur dix ans, depuis le début des années 2000, le prix du litre d’essence a déjà augmenté de cinquante centimes !

Au milieu, en brun, est représentée la part du charbon qui boucle le bilan énergétique mondial, et l’on constate dans ce scénario un grand retour. Nos collègues du climat considèrent ce scénario énergétique probable, qui va doubler les émissions de gaz à effet de serre, comme un scénario quasi-catastrophe qui entraînera une augmentation de la température de la Terre de quatre degrés dès la fin de ce siècle, et probablement beaucoup plus au-delà si l’on continue sur cette voie. Par opposition, le scénario vertueux (Figure 3B) est un scénario dans lequel on consommerait moins d’énergie. C’est le message toujours porté par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), pour

57

Gigatonnes équivalent pétrole

Chimie et enjeux énergétiques

A

B

25

25 4 °C

2 °C

20

20

15

15

10

10

5

5

0

0 2000

2010

2020

2030

2040

2050

2000

2010

2020

2030

2040

2050

Année Autres énergies renouvelables Biomasse

Figure 3 Consommation mondiale d’énergie primaire. A. Avec une population et un PIB respectivement multipliés par 1,5 et par 4, le « laisser-faire » conduit au grand retour du charbon et au doublement des émissions, avec pour conséquence une augmentation de la température de 3-4 °C dès 2100. B. Une politique climatique responsable avec moins de fossiles et un fort développement de la capture et séquestration du CO2 (CSC) limiterait la consommation et les émissions totales. Source : Laboratoire EDDEN, Projet FP7 SECURE

58

Nucléaire

Gaz naturel

Charbon, lignite

Pétrole

qui l’une des premières actions à entreprendre pour avoir un système énergétique durable et contrôler le changement climatique, c’est d’abord de consommer moins d’énergie. Dans ce modèle, on se retrouve en 2050 avec un mix énergétique mondial (ou bouquet énergétique) très diversifi é, et fi nalement assez équilibré. Comme dans ce bouquet on consomme moins de pétrole, il n’y a plus de problème de ressources, car la limite au pétrole est du côté de la demande et non pas du côté de la rareté de l’offre. On consomme aussi un peu moins de gaz naturel, mais celui-ci reste plus favorable, relativement aux autres fossiles, en termes d’émissions. On consomme surtout beaucoup moins de charbon que dans le premier scénario, et l’on a davantage de nucléaire, de biomasse, d’énergies renouvelables, qui correspondent ensemble, dans ce scénario, à environ

50 % de l’approvisionnement énergétique mondial. Mais comment faire pour diviser par deux les émissions avec une consommation d’énergies fossiles en 2050 qui sera malgré tout – du fait de l’accroissement de la population – semblable à celle d’aujourd’hui ? Pour réussir à limiter l’augmentation de la température aux deux degrés, il faudrait en plus mettre en œuvre de manière très massive des technologies de capture et de séquestration du carbone. On sait que dans ce domaine, comme dans tous les autres, cela est difficile à mettre en place. En effet, si la capture et séquestration du carbone ne pose pas de problèmes scientifiques et techniques majeurs, nous devons hélas constater qu’aujourd’hui, la plupart des projets sont pratiquement à l’arrêt et qu’il existe encore peu de développements industriels dans ce domaine, ce qui est très préoccupant.

Les quatre grandes options pour limiter l’augmentation des émissions de gaz à effet de serre sont donc : − la sobriété et l’efficacité énergétiques ;

être sérieusement et rigoureusement étudié. Les « solutions-miracle ». On a beaucoup cherché, sans succès, de nouvelles sources d’énergie primaire. On évoque aujourd’hui des sources primaires d’hydrogène, ce qui serait une réelle nouveauté, mais pour l’instant la quête n’est pas terminée !

− les énergies renouvelables ; − l’énergie nucléaire ; − la capture et stockage du CO2. À ces options, on pourrait ajouter encore : − la substitution du charbon par le gaz naturel. L’impact des gaz de schiste aux ÉtatsUnis sur l’évolution des émissions de gaz à effet de serre est sans doute positif, mais encore faudrait-il prendre en compte les émissions fugitives lors de la production du gaz de schiste qu’il faudrait absolument éliminer ; − la gestion des stocks de carbone dans les forêts, dans les sols, est une autre option à prendre en compte, mais sa mesure et sa gestion restent difficiles ; − la géo-ingénierie ? Le point d’interrogation est ici de mise car allons-nous accepter de jouer avec les grandes cycles géochimiques et les grands cycles radiatifs à l’échelle de la planète ? C’est un jeu qui pourrait être dangereux, mais des scientifiques comme James Hansen aux États-Unis, qui sont les plus préoccupés par le changement climatique, sont prêts à le faire. Les solutions de géo-ingénierie sont un choix planétaire qui doit

Notre futur énergétique se décide aujourd’hui

Quelles solutions pour limiter l’augmentation de température à 2 °C ?

4

Le coût de la transition énergétique

5

Les coûts des nouvelles technologies de l’énergie ne peuvent, sur le plan économique, être analysés de manière statique. Les études économiques sur ces sujets prennent en compte le concept de « courbe d’apprentissage » (Figure 4), qui vaut d’ailleurs dans le domaine de l’énergie, mais aussi dans d’autres domaines. Ces taux établissent une relation entre le développement d’une technologie et la baisse de son coût. Comment se calcule-t-il ? On connaît historiquement l’ordre de grandeur des effets de l’apprentissage, et l’on observe généralement 10 à 30 % de réduction des coûts pour chaque doublement des unités produites ou des capacités à installer. On peut voir sur la Figure 4 une assez bonne vérification de ce calcul pour l’exemple du photovoltaïque, pour lequel on mesure un taux d’apprentissage de 23 %. De 2000 à 2008, il y a eu un ralentissement dans la baisse des coûts, du fait en particulier de l’augmentation du prix des matières premières, mais on a depuis des gains

59

Courbe d’apprentissage des nouvelles technologies de l’énergie : exemple du photovoltaïque. En rouge figurent les taux d’apprentissage. Source : Laboratoire EDDEN, base de données TECHPOL

100 000 I-Développement

Coût d’investissement (en $ 2010 par kW)

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 4

10 000

III-Maturité II-Compétition

11,5 % 23 %

1 000

Coût de base

100 1

10

100

1 000

10 000

100 000

1 000 000

Capacité installée (mégawatts)

très importants, car de très grosses capacités photovoltaïques ont été construites en Chine. En effet, l’essentiel du photovoltaïque, aujourd’hui installé en Europe, non seulement en France, mais aussi en Allemagne (bien que l’on dise l’industrie photovoltaïque allemande en meilleur état que celle de la France), résulte essentiellement d’importations de panneaux photovoltaïques de Chine. Comme la demande a été ralentie suite à la crise économique, il y a maintenant des surcapacités, et les prix ont donc beaucoup baissé. Il faudrait donc faire le tri dans les baisses récentes du photovoltaïque, entre celles liées aux réels progrès techniques et celles liées aux effets de compétition industrielle.

2025, à partir d’hypothèses sur les évolutions du progrès technologique et le prix des énergies primaires. On pourrait avoir un nucléaire aux alentours de 70 € par mégawatt-heure, un charbon sans séquestration et en prenant en compte un prix du CO2 de 50 €/tCO2 aux alentours de 90 € par mégawatt-heure. Le gaz naturel serait également aux alentours de 90 € le mégawatt-heure. Mais le prix du gaz naturel en Europe dépendra de l’option qui sera faite concernant l’exploitation du gaz de schiste. Il peut baisser comme c’est actuellement le cas aux États-Unis, même en sachant que le prix américain est actuellement certainement sous-évalué, car le coût de production est probablement de sept ou huit dollars par million de BTU1.

Le coût du développement du bouquet énergétique

À droite du graphique, apparaissent les énergies renouvelables. L’éolien devrait pro-

La Figure 5 présente des évaluations des coûts de production de l’énergie à l’horizon

1. BTU, British thermal unit, est une unité d’énergie anglo-saxonne.

6 60

Coûts de production prévus en 2025 (charbon à 150 $/t, gaz à 15 $/Mbtu, CO2 à 50 €/t). Source : Base de données TECHPOL

100

80

60

40

20

ot ov S ol ola ta ir ïq e ue ph

off sh or e

Éo lie n

Éo lie n

Ch qu C ar es har bo tra bo n tio n + n c du a p ch tu ar re Ga bo et n Au z na st tu Ca ria re du p l Ga ( T c tu s, ran ( T ha re e TA s ra rb t G) ns on sé Au + qu e st Ga st ria z ra Ga na tio s, tur n TA el G)



Nu

clé

ai

re

0

Notre futur énergétique se décide aujourd’hui

€/MWh

Figure 5

120

CO2

Combustible

Opérations et maintenance

gresser et avoir un coût de 60 € par mégawatt-heure en 2025 en onshore, 80 € en offshore, tandis que le photovoltaïque serait autour de 130 € dans des conditions moyennes françaises. Néanmoins, il faut noter à ce stade que, quelle que soit l’évolution du coût de ces énergies, il s’agit de sources intermittentes et aléatoires. Il faut donc gérer ce problème et prendre en compte, dans la modélisation, le coût de l’ajustement de l’offre et de la demande. Cette prise en compte a été réalisée dans le cadre de scénarios dans lesquels on aurait en Europe une forte proportion d’énergie intermittente et aléatoire, éolien et solaire. Quatre types de solutions sont envisagés pour une intégration plus massive des renouvelables intermittentes dans les systèmes électriques. 1. L’installation de productions de secours (backup), en utilisant des turbines à gaz ou

Investissement

même des centrales à charbon qui ne tourneraient que pendant une petite partie de l’année. Cela représente donc des investissements peut-être difficiles à rentabiliser, qui auront dans tous les cas un coût à prendre en compte. 2. La mise en place de capacités d’interconnexions entre des grandes plateformes de production d’énergie intermittente : les « supergrids ». De nombreuses études ont été menées en Europe sur ces sujets (Figure 6). Idéalement, un supergrid pourrait faire la jonction entre une plateforme solaire en Europe du Sud et une en Afrique du Nord, et une plaque éolienne dans la mer du Nord. Les perspectives sont actuellement marquées d’incer titudes. Siemens, qui était l’un des protagonistes, s’est retiré du solaire et en particulier du projet Desertec qui consistait à produire de l’électricité en Afrique du Nord pour

61

00 41

20 70 0

14 30 0

00 75

0 5 800

64 00 IT

SI IT

Prévisions des capacités d’interconnexions pour un approvisionnement électrique durable. Source : DESERTEC Foundation http://desertec.org/fileadmin/ downloads/press/DESERTECMAP.zip

6 000

GR

a limenter l ’Europe. Mais il semblerait que la Chine propose aujourd’hui à l’Allemagne d’acheminer de l’électricité d’origine éolienne en provenance de Mongolie, sur six mille kilomètres, avec des lignes très haute tension, et même ultra-haute tension, à un coût de l’ordre de 110 € le mégawatt-heure. Ainsi les supergrids n’ont peut-être pas fini de nous surprendre ! 3. La mise en place de « smartgrids », devrait permettre d’assurer l’adéquation offre/ demande en énergie au niveau local, pour les différences sources qui seraient mobilisées dans des boucles locales (Figure 7).

62

HU

SI

BG

85 00

12 000

Figure 6

5 900

6 400

RO

68 00

ES

SK

00

32

70

CH

8 200

HU

CZ

AT 8 600

PL 5 700 80 0 SK 6 4

60 0

8 000

PT

8

LT

00 48

7 100

AT

8 900 CH 10 40 8 100 0

DE

00

6 200

CZ 6

46

LV

2 600

5 900

DE 4 000

FR

00

EE 3 900

3 500

8 000

00

DK 8 600

GB

8 700 58

2 400

00

7 400

8 200 21

E

45

SE

LU 1 000 FR

2 700

4 800

6 700

20 0

FI NO

DE

7 800

BE

16

6 900

8 700

Chimie et enjeux énergétiques

7 100

NL

C e s smar tgr ids peu vent permettre : dans un premier temps la mise en concurrence des distributeurs, le relevé à distance et le comptage intelligent ; à un deuxième niveau, associés à une box-énergie, l’effacement diffus de certains usages au moment des pointes pour assurer l’équilibrage et la

Capacité de transfert nette de plus de 5 GW Capacité de transfert nette de plus de 10 GW

sécurité du réseau ; enfin, l’optimisation des systèmes locaux intégrant nouvelles sources renouvelables intermittentes et nouveaux usages tels que le véhicule électrique. 4. Enfin, la question du stockage de l’énergie est très liée au développement des énergies intermittentes, et quatre grandes options sont envisagées aujourd’hui : l’air comprimé, l’hydrogène, les batteries stationnaires et les STEP (Station de transfert d’énergie par pompage). Au-delà de la solution des capacités de réserve, toujours coûteuses, le concept dit 3S – supergrids, smartgrids et stockage – peut donc bénéficier des progrès majeurs de la convergence des technologies de l’information et de l’énergie dans les systèmes électriques, et l’électricité pourrait ainsi constituer l’un des vecteurs privilégiés de la décarbonisation des systèmes énergétiques.

Bureaux Habitats

Stockage Microturbines

Production combinée de chaleur et d’électricité

Piles à combustibles

Installations industrielles

Éoliennes

Centrale virtuelle

7

Les biogaz et bioliquides : alternative ou complément ?

pas pour rien que le baril est l’une des unités énergétiques les plus utilisées.

Dans ce contexte, les biogaz et les bio-liquides constituentt-ils une alternative aux solutions plutôt électriques ? Les pétroliers ont depuis toujours coutume de dire que « le grand avantage du pétrole est d’être un liquide ». C’est une évidence, mais les caractéristiques propres à un liquide – le stockage et le transport faciles – sont effectivement de gros avantages, et ce n’est

Il y a donc de bonnes chances de penser que les vecteurs liquides et gazeux, facilement stockables, conser veront un rôle dans les systèmes énergétiques du XXIe siècle, et cela, d’autant plus qu’ils seront détachés des sources fossiles et qu’ils résulteront plutôt d’une valorisation massive de la biomasse… Et la chimie jouera un grand rôle dans ce domaine.

Plateforme technologique smartgrids. Un système dont le fonctionnement serait réparti entre les générateurs centraux et distribués. Le contrôle des générateurs distribués pourrait être regroupé pour former des micro-réseaux ou des centrales électriques virtuelles, afin de faciliter l’intégration à la fois dans le système physique et sur le marché. Source : European Technology Platform Smart grid. http://ec.europa.eu/research/ energy/pdf/smartgrids_en.pdf, page 18

Notre futur énergétique se décide aujourd’hui

Figure 7 Centrale électrique

La nécessité d’un bouquet énergétique pour le futur Il faut donc vraiment prendre conscience que l’avenir du climat se joue dans les décisions et les actions entreprises d’ici 2050. La transition énergétique doit permettre de passer en très peu de temps, à l’échelle des sociétés humaines, d’un scénario de laisser-faire, probable mais impliquant de très importants risques climatiques,

63

Chimie et enjeux énergétiques 64

vers le scénario d’un futur énergétique souhaitable, caractérisé par le désengagement par rapport aux énergies fossiles. Par ailleurs, la dynamique des coûts des énergies dépend de deux facteurs contraires : des effets d’apprentissage mais aussi des coûts de développement qui sont en général croissants au fur et à mesure que les meilleurs potentiels sont utilisés. L’analyse économique nous montre alors que, de manière très générale, les solutions permettant d’avoir un mix équilibré coûtent moins cher que les solutions trop orientées vers une seule option dont on atteindrait rapidement les limites. Dans ce contexte, les choix stratégiques au niveau mondial, mais aussi au niveau français, porteront donc sur les priorités qui devront être accordées à la sobriété énergétique, à l’électricité décarbonée et à un mix de vecteurs plus diversifiés s’appuyant en particulier sur les bioénergies. Puis, en fonction des options stratégiques retenues, il faudra veiller à développer un mix de solutions coût-efficace et répondant aux objectifs multiples des politiques énergétiques.

en

économisant cette «

chère énergie »

Jean-Claude Bernier est Professeur Émérite de l’université de Strasbourg.

1

Introduction

L’énergie que nous dépensons depuis notre jeunesse n’est pas sans limites, l’économiser est un objectif d’actualité en période de crise. Le but de cet exposé est de faire prendre conscience que ses sources ne sont pas inépuisables, que son coût augmentera inexorablement et qu’il convient de changer progressivement nos comportements en examinant les leviers et les technologies qui peuvent nous y aider. 1.1. Quelques rappels sur l’énergie Tout d’abord une définition : la calorie, c’est l’énergie nécessaire pour élever d’un degré un gramme d’eau. Notre équilibre en température fait que nos corps consomment environ 100 calories par heure, d’où une ration alimentaire normale qui ne devrait pas

trop dépasser 2 400 calories par jour. Le tableau 1 résume quelques unités énergétiques. Rappelons quelques ordres de grandeur. Un enfant de 30 kg qui monte un escalier d’un étage consomme environ 1 Wh. Un ouvrier qui creuse un trou dans le sol pendant une journée de travail de 8 heures aur a consommé 50 W h. Apparaît déjà la fantastique différence entre la capacité de l’énergie humaine et celle que nous dépensons tous les jours avec tous les instruments et machines électriques ou thermiques. Voici d’autres chiffres. Pour l ’ élec tr icité, l a production 2011 en France est de 542 TWh dont 421 par le nucléaire (78 %) et 51 TWh par des centrales thermiques (gaz, fuel, charbon). Notons qu’une tranche nucléaire de puissance 900 MW produit annuellement de l’ordre de 8 TWh.

Jean-Claude Bernier

Vivre

Chimie et enjeux énergétiques

1.2. Le changement climatique

Tableau 1 Unités d’énergies.

Unité

Équivalents

1 calorie

4,18 joules

1 watt heure

3 600 joules

1 kWh= 1 000 Wh

3,6 giga joules

1 TWh = 1 000 GWh = 1 million de mWh

1 milliard de kWh

Pour l’électricité issue des sources renouvelables, l’hydraulique en France produit 50 TWh (9 %), l’éolien 11,9 TWh (2 %) et le photovoltaïque 1,8 TWh (0,3 %). Par comparaison et pour montrer l’une des difficultés des énergies renouvelables, prenons l ’exemple d’une éolienne off-shore de 5 MW, qui fonctionne en moyenne 1/5 du temps et fournit de l’ordre de 10 000 MWh/an soit 0,1 TWh. Il faudra 800 éoliennes de ce type pour avoir l’équivalent d’une tranche nucléaire. Figure 1 Effet de serre.

68

C’est une raison forte avancée par les résultats du GIEC (Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat). Parlons d’abord de l’effet de serre. Une partie de l’énergie du soleil qui arrive sur la Terre est réfléchie vers la stratosphère mais des molécules de gaz y font obstacle et renvoient une partie rayonnée vers le sol. S’il n’y avait pas d’effet de serre, la vie sur Terre serait difficile avec une température moyenne de –18 °C. La vie a progressé avec un effet de serre modéré. S’il devenait trop fort, l’élévation de température induirait un fort déséquilibre (Figure 1). Quels sont ces gaz à effet de serre (GES) ? D’abord l’eau des nuages bien sûr, puis le gaz carbonique CO 2 , le méthane CH 4 et les oxydes d’azote comme N2O. Ces trois derniers ont augmenté fortement depuis 1850, début de l’ère industrielle (Figure 2),

Concentration des GES en fonction des années.

320 300 280 260

CH4 (ppb)

1 750

Méthane

1 500 1 250 1 000 750

310 N2O (ppb)

Concentration des gaz à effet de serre

CO2 (ppb)

340

Vivre en économisant cette « chère énergie »

Figure 2 Dioxyde de carbone

360

Oxyde nitreux

290 270 250 1000

1200

1400

avec des conséquences que décrit le GIEC telles que l’augmentation de la température moyenne de la Terre d’ici 2100 de l’ordre de 2° à 6° C et l’élévation du niveau des océans de 5 à 50 cm. Le gaz carbonique dont la concentration dans l’atmosphère est passée de 250 ppm à 380 ppm vient bien sûr de la combustion des combustibles fossiles (pétrole, gaz, charbon) et des déforestations. Le méthane des zones humides, des fermentations et des élevages, le N2O de l’agriculture et des engrais azotés. Les secteurs qui sont le plus émetteurs de CO 2 et donc qui consomment le plus de combustibles fossiles sont en

1600 Année

1800

2000

Europe d’abord la production d’électricité et de chaleur à 32 %, les transports à 23 % et le résidentiel et tertiaire à 15 %. En France, le schéma est différent. Ce sont d’abord le transport à 33 % et le résidentiel tertiaire à 22 % qui sont les plus gros émetteurs (Figure 3). 1.3. La menace du pic oil La consommation d’énergie issue des ressources fossiles est menacée. Le pétrole, le gaz et le charbon ont mis des millions d’années à se former. Le propre d’une ressource naturelle, c’est qu’elle a un début et une fi n. Son exploitation suit une courbe en

69

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 3 Répartition des sources d’émission de CO2. Source : Agence européenne pour l’environnement d’après Citepa, juin 2010

Transport 33,2 % Production d’électricité et de chaleur 11,4 %

Déchets 0,4 % Procédés industriels 5,0 %

Autre combustion d’énergie 8,4 %

Solvants et autres 0,3 %

Industrie 18,7 %

cloche (Figure 4). Si on l’exploite massivement, la partie descendante de la courbe arrive inexorablement à zéro après plusieur s années. Pour le pétrole conventionnel, les experts mettent son maximum de produc tion entre 2020 et 2040, certains même pensent que nous sommes déjà dans le palier d’exploitation.

Figure 4

70

Résidentiel tertiaire 22,5 %

Énergie 94,3 %

Évolutions comparées de la production et de la demande en fonction des années. Courbe bleue : courbe modèle de production du pétrole selon le géophysicien MK Hubbert, courbe pleine rouge : courbe actuelle de production (toutes sources confondues), courbe pleine verte : courbe actuelle de production économiquement exploitable, courbe pointillée noir : prévision de la demande selon l’Agence internationale de l’énergie, courbe pointillée vert foncé : prévision de la demande (toute source confondue) selon l’ASPO (association pour l’étude du pic pétrolier et gazier), courbe pointillée vert clair : prévision de la demande de pétrole économiquement exploitable selon l’ASPO.

On peut constater sur les courbes que la production a de plus en plus de mal à suivre la demande de consommation et que, évidemment, plus l’écart s’élargit, plus les tensions sur le prix s’exacerbent (Figure 5). La courbe donnant le prix du baril de pétrole en fonction de la production mondiale en milliards de barils est impressionnante. Elle souligne aussi que le prix d’ex-

traction off-shore à grande profondeur ou des schistes bitumineux dans le grand Nord-Est est 5 à 10 fois plus coûteux qu’au Moyen-Orient, d’où des sommets prévisibles du prix du baril mais surtout durablement au-dessus de 100 $-120 $. Pour l’automobiliste, la conséquence est que le litre d’essence restera durablement au-dessus de 1,50 €. 1.4. L’électricité – Vecteur d’énergie Pour l’électricité, on dit que c’est une énergie tr anspor table. En réalité, c’est plutôt un vecteur énergétique. Elle rester a donc théoriquement plus chère que l’énergie issue directement de la combustion d’un

Gb/an Mb/jour 45 124 40 35 30 25 20 15 10

111 97 83 69 55 42 28

5 14 0 1930 1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010 2020

2030

2040 2050

Demande et production mondiales en pétrole

80

Crise de 2008

Écarts entre la production et la demande depuis 1960. Source : Dr Thomas Chaize www.dani2989.com

70

60

50 Demande Production 40

07

10 20

04

20

01

20

95

98

20

19

92

19

19

86 89 19

83

19

80

19

74

77

19

19

19

68 71 19

19

19

65

30

Figure 6

300

Prix de l’électricité en Europe (pour le prix du kWh, divisez par 1 000). Source : M. Cruciani – IFRI. Graphique Sénat

250 Prix TTC en €/MWh

Vivre en économisant cette « chère énergie »

Millions de barils/jour

Figure 5

90

200 150 100 50

Da

ne

m

a Al le rk m ag ne Be lg iq ue Su èd Au e tri ch e Ita lie I rl an de Es pa Lu g n xe m e bo ur Pa g ys -B a Po s r Ro tu ya g um al eUn Fin i la nd e Fr an ce Gr èc e

0

fluide fossile. (NB : 1 L de diesel = 10 kWh !). Le graphique donnant les prix de l’électricité en Europe pour le particulier reflète les moyens d’obtention du kWh (Figure 6), deux pays sont au-dessus de 20 c€/kWh, le Danemark et l’Allemagne, la moyenne des pays est entre 20 et 15 c€. La France grâce au nucléaire et à l’hydraulique est autour de 12 c€/kWh, ce qui présente un avantage pour le porte-monnaie et notre compétitivité mais des inconvénients pour les incitations à l’économiser. La transition énergétique pour la génération qui vient et pour nos enfants et petits-enfants se fera avec une énergie qui deviendra rare et chère. Par conséquent, face à ce défi, si l’on veut amortir le choc, il faut agir sur les secteurs où le

potentiel d’économie est fort. La chimie peut nous y aider.

2

Énergie et isolation1

L’énergie dépensée par l’habitat et le tertiaire représente 23 % de la consommation énergétique en France. C’est donc un volume de dépenses important et une contribution non négligeable au déficit de la balance commerciale. La priorité serait de suivre le slogan « l’énergie la moins chère et la plus écologique est celle qu’on ne dépense pas ». C’est aussi ce que j’appelle les « négawatts ». Il faut donc renforcer l’effica1. Voir aussi La chimie et l’habitat, coordonné par M.-T. Dinh-Audouin, D. Olivier et P. Rigny, EDP Sciences, 2011.

71

Chimie et enjeux énergétiques

seur en mètre, λ la conductivité thermique exprimée en watt par degré K et par mètre (W · K–1 · m–1), et S en m2.

Toit

30 %

Renouvellement d’air

20 %

Portes et fenêtres

13 % Murs

16 %

Ponts thermiques (garages)

Sols

16 % Figure 7 Principales pertes de chaleur pour une habitation.

5% cité énergétique de l’habitat individuel, des bâtiments collectifs et du tertiaire. Quand une maison ou un bâtiment est chauffé, les échanges de température avec l’extérieur, plus froid, occasionnent des pertes de calories (Figure 7). Les estimations sont de 30 % par le toit, de 16 % par les murs et le sol, de 13 % par les fenêtres et de 20 % par les ventilations. 2.1. Quelques principes d’échange de la chaleur Lorsqu‘un corps ou une paroi sépare deux zones à des températures différentes T1 > T2, les lois de l’équilibre thermodynamique font que les calories diffusent à travers cette paroi (Figure 8).

Figure 8 Échanges à travers une paroi. e T1

T2

72

Si elle est conductrice de la chaleur, le flux ne s’arrêtera que lorsque l’équilibre sera atteint, T1 = T2. Si T1 reste supérieur à T2, le fl ux sera permanent de T1 vers T2. Le flux de chaleur est fortement dépendant de la résistance thermique de la paroi : R et R = e/λS où e est l’épais-

Plus R est grande, plus la paroi est isolante et le flux de chaleur faible. La conductivité thermique λ est caractéristique d’un corps. On peut s’en apercevoir si l’on dispose d’une casserole en cuivre, très bon conducteur, avec un manche en métal et d’une autre casserole en inox avec un manche en bois ou en plastique. On se brûlera la main plus facilement avec la première. Les métaux sont plutôt de bons conducteurs de la chaleur. Inversement, la conduction U = 1/R s’exprime en W/m2 · K. Le flux de chaleur est proportionnel à la conductivité λ et à la différence de température ∆T sur la distance X. Le Tableau 2 montre que les métaux sont les meilleurs conducteurs et donc les moins bons isolants de la chaleur. Le verre et le béton conduisent moyennement. Le polystyrène expansé (PSE), la paille, la laine de verre sont de bons isolants. L’air sec et les gaz rares comme l’argon sont encore de meilleurs isolants. Quand on sait que ce sont les vibrations des molécules ou des atomes qui sont les vecteurs de la conduction, le vide est alors l’isolant absolu. À partir de ces propriétés, la chimie a permis de découvrir ou re-découvrir les matériaux d’isolation. 2.2. Les matériaux de structure Pour les matériaux de structure, dans la construction, il faut associer des ensembles

La brique monobloc en terre cuite alvéolaire comporte une disposition en labyrinthe qui rend le pont thermique que doivent suivre les calories long de 100 cm sur une brique d’épaisseur 37 cm (Figure 9). On peut encore améliorer la performance en remplissant les alvéoles avec de la perlite expansée (pierre volcanique naturelle) qui bloque l’air emprisonné entre les parois céramiques. La comparaison des parpaings classiques qui servent encore majoritairement à la construction de résistance thermique faible, R = 0,20 (U = 5), avec ces briques à isolation renforcée où R = 5,5 (U = 0,18) est instructive, elle montre un rapport de pertes de calories de 1 à 27 ! Les maisons à ossature en bois, très nombreuses dans les pays scandinaves et aux États-Unis, sont encore peu répandues en France. Elles ont pourtant bien des avantages ; la rapidité de construction et des structures de panneaux à faible conductivité thermique grâce à des remplissages d’isolants fibreux ou synthétiques. Le bois est aussi

Tableau 2 Des conductivités thermiques.

des métaux

matériaux

Argent

418 Verre

Cuivre

390 Béton

Aluminium

237 Bois chêne

Acier

gaz

1,2-1,4 Air sec 0,026 0,9 Hélium 0,16 Argon

46 Polystyrène expansé

0,15 0,017

Krypton 0,010 0,036

Perlite expansée 0,038 Paille

0,04

Laine de verre

0,04

Laine

0,05

Vivre en économisant cette « chère énergie »

de blocs de type céramique ou béton à de l’air ou à des couches peu conductrices et éventuellement les doter d’une barrière isolante si possible externe.

une bonne solution d’isolation externe. 2.3. Les isolants Les isolants fibreux les plus courants sont des fibres minérales (Figure 10), fibres de verre à basse concentration en sodium ou fibres de roches fondues à haute température. Les fibres bio-organiques issues de plantes fibreuses utilisées pour le textile, comme le lin ou le chanvre, retrouvent une nouvelle jeunesse grâce à l’utilisation des restes de fibres courtes compactées sous forme de panneaux isolants. Les feutres de lin ou de chanvre ont une conduction faible (λ = 0,39), comparable à la laine de verre (λ = 0,40). La paille qui a une structure Figure 9 Types de briques monobloc.

73

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 10 Isolants fibreux – fibres minérales et fibres bio-organiques.

naturelle en canaux creux est un isolant bien connu de nos ancêtres qui la mélangeaient à l’argile pour en faire des panneaux composites de torchis entre les poutres de soutènement. On trouve également des laines de coton. Toutes ces fibres doivent recevoir un traitement chimique d’ignifugation aux borates par exemple qui les protège aussi des rongeurs. Les isolants synthétiques sont des matériaux en général issus de la pétrochimie, ils peuvent être trouvés sous deux formes ; le polystyrène expansé (PSE) avec des porosités ouvertes et extrudé avec des porosités fermées. Ils sont pré-expansés sous forme de sphères contenant du pentane puis moulées à la vapeur sous forme de plaques d’isolation de 2 à 10 cm d’épaisseur… Ce sont de bons isolants, peu sensibles à l’humidité avec des conductivités λ de 0,03 à 0,035. Le polyuréthane fabriqué à partir de l’urée fait aussi partie des isolants synthétiques ainsi que les mousses phénoliques.

74

On peut aussi citer les isolants en couches minces constitués de multiples couches

de polyéthylène (λ = 0,037), revêtues d’une mince couche d’aluminium réfléchissante et des couches de polyéthylène bulles qui emprisonnent de l’air. Ces multi-couches allient isolation et réflectivité. Ils auraient selon les fabricants sous 2 cm d’épaisseur la même efficacité que 10 cm de laine de verre. Je serais plus prudent. Apparaît aussi depuis plusieurs années la ouate de cellulose, obtenue à partir de papier journal recyclé par un procédé mécanique et chimique. Disponible en vrac, elle peut être protégée par l’oxyde de bore ou des borates pour en diminuer l’infl ammabilité. 2.4. Les vitrages Il faut bien sûr une surface vitrée minimum dans une maison pour l’éclairage mais aussi pour laisser pénétrer en hiver le rayonnement solaire. Mais un bâtiment perd environ 15 % de l’énergie par les fenêtres et les huisseries. Le verre, bien que peu conducteur (λ = 1,2), n’est pas un bon isolant sous forme massive. On le constate facilement sur les fenêtres à vitrage simple,

Vivre en économisant cette « chère énergie »

d’épaisseur de 4 à 6 mm, qui, en hiver, se couvrent facilement de buée sur la paroi intérieure quand le froid sévit à l’extérieur. C’est pourquoi ont été développées les fenêtres constituées de deux lames de verre de 4 mm, séparées par un espace de 16 mm où se trouve de l’air sec, le tout étant scellé par un joint métallique ou plastique. Le coefficient de conduction s’exprime par la valeur Ug conduction thermique du vitrage et Uw conduction thermique de la fenêtre (vitrage + huisserie). Depuis quelques années sont commercialisés des vitrages à isolation renforcée (VIR) qui emprisonnent de l’argon à la place de l’air et dont l’une des faces de la lame intérieure est

revêtue d’une mince couche nanométrique métallique réfléchissant les rayonnements infrarouges (Figure 11). Certaines fenêtres peuvent aussi être équipées de triple vitrage (Tableau 3). 2.5. Objectifs de l’efficacité thermique dans l’habitat Le règlement thermique RT 2012 qui a succédé à celui de 2005 fixe comme objectif une dépense énergétique pour les habitations neuves au maximum de 50 kWh/m2 par an et il impose pour les ventes d’habitations anciennes un diagnostic thermique permettant de les classer sur une échelle allant du A vert (50 kWh), logement économique, au G rouge

Figure 11 Vitrage à isolation renforcée. L’argon isole du froid la lame intérieure et le revêtement renvoie les infrarouges vers l’intérieur de la pièce.

Tableau 3 Pertes en énergie d’une baie vitrée de 4 m2 avec un ΔT de 20° int – ext.

Ug en W/m2 · K

Pertes baie vitrée

Simple

7

560 W

Double

2,5

200 W

Double isolation renforcée

1,3

104 W

Triple et IR

0,8

44 W

Type de vitrage

75

Chimie et enjeux énergétiques

Logement économe = 50

Logement

A

51 à 90 91 à 150

B C

151 à 230

D

231 à 330 331 à 450 > 450

XXX E

kWhEP/m2.an

F G

Logement énergivore

Figure 12 Classement des habitats en fonction de leur efficacité énergétique.

(450 kWh), logement énergivore, comme pour les équipements électroménagers (Figure 12). Avec une consommation de 50 kWh/m2 et par an, c’est le label BBC (Bâtiment basse consommation) calqué sur le Passivhaus d’outre-Rhin qui est accordé. Pour 2020, le label maison passive ou zéro de consommation énergétique demandera en plus un système de production autonome, soit solaire, soit pompe à chaleur ou double ventilation à récupération des calories. Si l’on comprend assez bien que ces normes pourront être atteintes

Figure 13 Étapes de l’isolation d’un habitat ancien.

76

Maison en 1960 non isolée

Maison en 1982

pour les nouvelles constructions, moyennant une conception architecturale adaptée et un surcoût estimé à 20 %, le problème reste entier pour les constructions anciennes où un grand programme d’investissements pour l’amélioration de l’habitat devrait être lancé (Figure 13). En effet, l’isolation des bâtiments anciens est à la fois rentable pour le particulier et une affaire pour la nation. Prenons comme exemple une construction des années 1960 non isolée (avant les premiers chocs pétroliers) et qui consommait de l’ordre de 7 000 L de fioul annuellement. En 1980, les propriétaires avaient fort heureusement isolé les combles avec de la laine de verre (LV) et un mur au nord avec un panneau isolant, ce qui avait permis de ne plus consommer que 2 200 L/an de fioul. En 2010, les nouveaux propriétaires procèdent à une isolation standard en remplaçant les fenêtres par des doubles vitrages (VIR), en renforçant l’isolation des combles (25 cmLV), celle des murs et du sol. L’investissement standard a nécessité 12 500 € mais a permis de ne plus consommer que 800 L de fioul par an. Soit une économie de 1 400 € annuellement en supposant que le fioul domestique ne subisse pas de nouvelles hausses

Maison en 2000

Maison en 2012

C’est donc une rupture des comportements citoyens et de la conception de l’habitat voire de la ville qui doit être engagée dans les prochaines années et de façon urgente. En effet, la dépense énergétique par habitant en France est de 2 500 kWh/an alors qu’en Allemagne elle n’est que de 1 700 kWh/an. Il y a donc dans le tertiaire et l’habitation individuelle des efforts à faire. Pour respecter la norme BBC, on estime que le surcoût à la construction est de l’ordre de 15 à 20 %. Il y a d’autre part 30 millions d’habitations anciennes à rénover d’ici 2050 avec un objectif de l’ordre de 400 000 par an. On estime que cet objectif amènerait un coût de rénovation de l’ordre de 8 milliards d’euros par an mais créerait aussi corrélativement environ 100 000 emplois. En imaginant un plan d’ensemble de 200 000 constructions neuves aux normes BBC et la rénovation thermique de 400 000 logements anciens, l’économie annuelle serait de 12 TWh, soit l’équivalent de 1,5 tranche nucléaire. Cette grande ambition ne peut se faire qu’à deux conditions : − une amélioration des techniques d’isolation intérieure avec un minimum de pertes

de surface, extérieure avec des matériaux fiables sur la durée et esthétiques, couplées à une formation et meilleure expertise de l’artisanat du bâtiment ; − une amélioration de l’aide publique par des prêts à taux zéro et des avantages plus conséquents par crédits d’impôts nettement supérieurs aux 22 % actuels accordés sur les matériaux posés.

3

Vivre en économisant cette « chère énergie »

et une rentabilité de l’ordre de 8 ans. Si l’habitation était pourvue d’un chauffage électrique, l’économie serait de 14 000 kWh/an, ce qui se traduit en euros par 1 700 € et une rentabilité en 7 ans. Rentabilité qui peut encore être réduite à 5 ans par les crédits d’impôts afférents sur certains types d’équipements (matériaux d’isolation, fenêtres VIR, panneaux de façade isolants…).

Énergie et transports

On se rappelle que les transports en France représentent 33 % des émissions de CO 2 et présentent donc un gisement d’économie important, d’autant que, à plus de 95 %, ils consomment des carburants issus du pétrole et donc de ressources fossiles importées qui contribuent aussi au déficit de la balance commerciale. Il y a en France 38 millions de véhicules, sans compter les poids lourds étrangers, qui empruntent notre réseau routier du sud au nord. Pour les particuliers, nous disposons essentiellement d’automobiles à moteurs thermiques avec un parc à 70 % diesel dégageant CO2 et NOx. En moyenne, les trajets journaliers sont inférieurs à 20 km et la distance annuelle parcourue est de l’ordre de 12 000 km, l’automobiliste moyen émet en moyenne 160 g de CO 2 /km, soit environ 2 tonnes/an. Tous ces véhicules ne seraient pas développés sans l’inestimable réserve d’énergie contenue dans un litre de carburant de l’ordre de 10 kWh, ce qui permet malgré le faible rendement du moteur thermique

77

Chimie et enjeux énergétiques

de stocker 40 L soit 400 kWh en une ou deux minutes et de parcourir environ 700 km. Comment la chimie peut-elle contribuer aux économies et à un changement radical de comportement ? 3.1. La contribution de la chimie à l’automobile Directement ou indirectement, la chimie peut agir sur divers leviers pour réduire l’impact des véhicules sur l’environnement (Figure 14). Tout d’abord, par l’allègement des structures en remplaçant une partie de la carrosserie d’acier par des matériaux composites polymères ou de l’aluminium plus léger. Les plastiques et les mousses de polyester ont envahi l’habitacle et contribuent à alléger les véhicules. De même, les moteurs et les pièces de suspension en alliages d’aluminium ont remplacé la fonte et l’acier, certaines parties vitrées peuvent être remplacées par des polycarbonates. On estime qu’un allègement de 100 kg se traduit par une économie de carburant de l’ordre de 0,6 L/100 km. Les enveloppes pneumatiques multicouches avec des additifs de silice fine permettent des économies de carburant tout

en préser vant l’adhérence et la sécurité au freinage. Les lubrifiants de synthèse diminuent les frottements et améliorent la longévité des moteurs, il en est de même des revêtements zingués et des cires anticorrosion qui préservent la plate-forme et la carrosserie de la corrosion. N’oublions pas les pots catalytiques et les catalyseurs sophistiqués sur monolithe ou les fi ltres à particules avec sels de terre rare qui ont permis la dépollution des gaz et des fumées d’échappement. 3.2. Les biocarburants Une autre contribution de la chimie est la fabrication des biocarburants (Figure 15). Ils sont de deux types, l’alcool et ses dérivés, et les huiles végétales et leurs dérivés : − l’alcool est obtenu à partir de la fermentation de sucres, donc à partir de plantes de culture sucrière, canne à sucre, betterave, ou d’amidon transformé par hydrolyse en sucre, provenant du blé, du maïs ou de la pomme de terre. L’éthanol peut être utilisé pur (Brésil) ou sous forme d’éthylou méthyltertiobutyléther (ETBE ou MTBE), transformés en raffinerie et mélangés à l’essence ;

Figure 14 Aérodynamique 2) : 10 %-15 %

Contribution de la chimie au véhicule économique (rapport PIPA).

Motorisation 1) 4) : 45 %-55 % Climatisation 6) : 1 %-2 %

Vitesse : –10 % = 20 %

Pneus 5) : 4 %-5 %

78

Poids 5) : 7 %-20 %

Cultures dédiées (taillis à croissance rapide)

− les huiles, obtenues par pressage d’oléagineux tels que le colza, le tournesol, le copra, peuvent s’utiliser directement dans certains moteurs diesel (tracteurs) mais on préfère les utiliser sous forme d’ester méthylique EMHV obtenu par transestérification avec la glycérine comme sous-produit. Jusqu’ici la production des biocarburants est restée assez marginale, de l’ordre de 1 % des combustibles liquides sur le plan mondial et 0,5 % de la consommation d’énergie, alors que la valorisation thermique des végétaux (bois, paille, taillis…) en représente plus de 10 %. En Europe, une directive européenne de 2003 voulait imposer au moins 7 % de biocarburants en 2012, voire 20 % en 2020. Ces proportions ont été revues à la baisse en 2012 avec 5 %, car l’expérience a permis d’affiner la réflexion sur deux points : − l’efficacité énergétique, car la thermodynamique est incontournable. D’abord le contenu énergétique de l’éthanol est plus bas que celui de l’essence où son addition fait grimper la consommation de 10 à 20 %. Par ailleurs, une certaine quantité d’énergie

Synthèse

Voie thermochimique (gazéification)

Gaz de synthèse

Hydrocarbures

Mélange au gazole

Fermentation Voie biochimique

Mélange à l’essence

Sucres

(hydrolyse enzymatique)

(non renouvelable) est nécessaire à leur fabrication si pour l’alcool de canne à sucre le gain énergie produite/énergie consommée est appréciable et encore raisonnable pour les huiles végétales et EMHV. Le rapport est à peine supérieur à 1 pour l’alcool issu du blé, du maïs et même de la betterave (Tableau 4) ;

Éthanol

Vivre en économisant cette « chère énergie »

Résidus agricoles (pailles) et forestiers

Figure 15 Schéma de principe de fabrication des biocarburants. Source : IFPEN

− la concurrence avec les cultures vivrières : la transformation de forêts et de prairies en terres cultivées industriellement consomme des produits phytosanitaires, des engrais et augmente les émissions de N2O. Les productions ont provoqué et provoquent encore une inflation des prix des produits alimentaires, blé, maïs et des problèmes de dérèglements locaux de l’environnement. Il est donc clair que ces biocarburants de première génération à part l’alcool de canne à sucre et éventuellement les EMHV qui ont des efficacités énergétiques respectivement de 5 et 3 ne sont pas la solution. Le risque d’inflation des produits alimentaires à l’échelle mondiale (le maïs a augmenté de près de 50 %) est trop dramatique pour les pays

79

Chimie et enjeux énergétiques 80

3.3. Le véhicule électrique

Tableau 4 Efficacité énergétique. Eff = Énergie obtenue / Énergie dépensée pour la fabrication.

Agrocarburant Éthanol de canne à sucre

Efficacité Energétique Eff 5,8 à 5

Éthanol de betterave

1,3 à 1,20

Éthanol de blé

1,2 à 1,05

Huile de colza

3,7 à 3,5

Huile de tournesol

3,0 à 2,7

EMVH

3,2 à 2,8

en voie de développement. En France, l’ajout d’EMHV au gasoil est devenu banal, le SP85E10 et le E85 qui contiennent les dérivés de l’éthanol n’ont pas rencontré le succès escompté malgré des taxes moins lourdes. La différence de TIPP a été payée par les automobilistes qui ont ainsi subventionné les agrocarburants à hauteur de 3 à 5 Mrd €. Ce n’est pas une très bonne affaire pour eux mais plutôt une bonne affaire pour les agriculteurs notamment les betteraviers. Il faut sans doute attendre les biocarburants de seconde génération qui, par procédés chimiques, utiliseront les parties de plantes non valorisables (paille, taillis, bois…). Un espoir se lève grâce à la recherche sur les « algocarburants » dits de troisième génération qui consiste à extraire des huiles à partir de micro-algues cultivées en bassin et qui peuvent être mélangées à l’essence ou au gazole. Une jeune entreprise, Fermentalg, à Libourne en Aquitaine, est assez avancée dans le développement de cette voie.

Comment remplacer la réserve liquide d’énergie du réservoir d’une automobile ? On peut utiliser le gaz sous pression, mais c’est encore une ressource fossile. L’idée est donc de remplacer le moteur thermique par le moteur électrique dont le rendement est 3 fois meilleur. Mais le challenge est de savoir stocker de l’énergie électrique dans une batterie à la place du carburant. La première batterie au plomb a été réalisée par un Français, Gaston Plantié, en 1859. Depuis, elle a certes été perfectionnée mais elle reste avec une énergie et une puissance spécifi que faible, de l’ordre de 30 à 40 Wh/kg. L’électro-chimie depuis plus de 150 ans a cherché et trouvé de meilleures couples d’électrodes et d’électrolyte pour remplacer le plomb et l’acide sulfurique. C’est d’abord le Ni-Cd puis le Ni-Hydrures de terres rares et maintenant le lithium-oxyde de cobalt et de manganèse ou lithium-phosphate mixte de fer ou encore lithium-polymère qui ont permis de multiplier par 5 l’énergie spécifique proche de 150 à 200 Wh/kg (Figures 16 et 17). Compte tenu du contexte environnemental et de la fin des ressources du pétrole, y a-t-il un véritable intérêt au véhicule électrique (VE) ? Penchons-nous sur les rendements et dépenses énergétiques. Le rendement « tank to wheel » pour le moteur thermique est de 22 % pour le diesel et de 18 % pour l’essence. Le même rendement de « la batterie à la roue » pour le moteur électrique est de 72 %.

ÉLECTROLYTE

Décharge

Principe d’une batterie ion-lithium. Source : Battery University

Charge

Li Charge

Li Décharge

Anode (Carbone)

Cathode (Lithium-Oxyde)

Figure 17

Lithium-polymère

250 Watt heure/Kilogramme

Prismatique

200

Lithiumphosphate

150

Cylindrique Collecteur en aluminium Prismatique

Cylindrique Prismatique

50

Évolution des puissances spécifiques des différents types de batteries.

Lithium-ion Nickel cadmium

100

Vivre en économisant cette « chère énergie »

Figure 16

V

Plomb-acide

Nickel-hydrure Cylindrique Prismatique

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Watt heure/Litre

Pour une voiture moyenne diesel qui consomme 6 L/100 km soit 60 kWh, son équivalent électrique consommera 60 × 22/72 = 18,3 kWh. Mais avec récupération du courant à la décélération et au freinage, on tomberait à 15 kWh/100 km soit quatre fois moins. Notons en passant que la combustion de 6 litres de diesel entraîne l’émission de 15,6 kg de CO2 alors que 15 kWh électrique correspond en France à 1,1 kg de CO2 soit 14 fois moins. Il faut bien sûr tenir compte de la façon dont

cette électricité est produite. L’origine nucléaire et hydraulique donne un mix français très favorable, il n’en est pas de même en Allemagne ou au Danemark où les centrales thermique au charbon et au gaz sont nombreuses. Si la thermodynamique et l’environnement y trouvent leur compte, qu’en est-il de l’autonomie ? En reprenant notre exemple de la voiture moyenne qui consommerait 15 kWh au 100 kilomètres, avec la batterie au plomb (40 kWh/kg) c’est inconcevable, il faudrait 1 000 kg

81

Chimie et enjeux énergétiques 82

pour parcourir 250 km, 500 kg pour une batterie Ni–MH mais 250 kg avec une batterie au lithium (150 Wh/kg), ce qui devient plus réaliste.

4

L’objectif de deux millions de véhicules électriques en 2020 a parfois suscité des polémiques en affirmant qu’il faudr ait alors construire plusieur s centr ale s nu cléaires pour faire face à la demande des recharges des batteries. Un calcul simple basé sur des parcours journaliers correspondant à la moyenne de 15 à 25 km et à une recharge de 25 kWh par semaine exigerait par an 25 × 50 × 2 · 10 6 = 2,5 TWh soit à peine le quart de la production annuelle d’une tranche nucléaire. La comparaison avec le moteur thermique est sans appel. Une consommation de 10 L par semaine conduit pour 2 millions de véhicules à 1 milliard de litres soit une dépense de l’ordre de 1,5 Mrd€ comparés aux 300 M€ de dépenses des véhicules électriques qui correspondent de plus à 190 000 T CO2 au lieu des 2,6 millions de tonnes émises par les véhicules thermiques.

Le soleil qui nous apporte son rayonnement est une source naturelle et renouvelable à l’échelle de milliards d’années de l’énergie. Le rayonnement solaire varie en fonction de la latitude, en Europe la moyenne est de 200 W/m2 (Figure 18). C’est évidemment aussi une énergie intermittente car elle est masquée par les nuages et elle est nulle la nuit. On transforme l’énergie rayonnée en électricité grâce aux panneaux photovoltaïques qui sont constitués d’assemblages de semi-conducteurs tel le silicium qui a une bande d’absorption particulièrement bien placée face aux longueurs d’ondes du rayonnement solaire. 90 % des cellules des panneaux utilisent le silicium qui est fabriqué en partant du sable (SiO 2) par une chimie assez complexe qui fournit un produit de grande pureté (99,999), légèrement inférieure à la pureté nécessaire pour l’électronique. D’autres composés tels l’arséniure de gallium (AsGa) et des systèmes à doubles ou triples jonctions ont des rendements photoniques meilleurs, mais le silicium sous forme monoou polycristalline a des rendements honnêtes de 13 à 17 %. Les couches minces de tellure de cadnium ou de séléniures tels que Cu(InGa) Se2 (CGIS) commencent à se développer avec des rendements de l’ordre de 12 % et sont promis à un bel avenir dans la mesure où la quantité de matière reste faible et

Il est clair que l’économie en France y compris sur l’importation des carburants et le moindre impact à l’environnement sont favorables aux véhicules électriques, le fait que 37 % des foyers possèdent deux automobiles, encourage l’achat comme seconde voiture d’un véhicule électrique, encore faut-il que la production de masse entraîne une baisse du coût de ceux-ci et qu’une infrastructure de recharge rapide puisse se développer.

L’énergie gratuite : le soleil et le vent

4.1. L’énergie solaire

En France, l’objectif d’atteindre une puissance de 5 000 MW installés en 2012 a permis l’installation de panneaux chez les particuliers et de fermes photovoltaÏques (Figure 19) depuis 2007. On observe un certain ralentissement en 2011 et 2012 dû à un changement de politique d’aide indirecte par la vente de la production électrique à EDF à des tarifs qui ont été revus à la baisse pour, d’une part, limiter les effets d’aubaine et, d’autre part, ralentir l’invasion de panneaux d’origine chinoise. Les tarifs de rachat restent cependant avantageux, de 11 c€ à 40 c€ par kWh suivant la puissance crête installée. En 2012, la puissance est de l’ordre de 4 000 MW et ne contribue qu’à

Figure 18 Chauffage solaire.

0,4 % de la production électrique française. Cette progression lente est due à plusieurs facteurs. Tout d’abord, le photovoltaïque ne fournit qu’une énergie discontinue qui nécessite soit un stockage, soit un système informatique de gestion des réseaux auxquels il est raccordé (smart grid) pouvant faire face aux sauts de production. C’est encore une énergie chère qui est de 3 à 10 fois supérieure au prix de l’énergie d’origine nucléaire. Les installations demandent des surfaces importantes, par exemple 4 hectares pour 1,3 MWc ou 20 m2 pour 2 kWc chez un particulier.

Vivre en économisant cette « chère énergie »

que leur mise en œuvre sur de grandes surfaces est plus facile. La recherche sur les semi-conducteurs organiques dérivés des polythiophènes se poursuit car là encore la facilité de mise en œuvre est un atout. Mais il faut encore augmenter leur rendement et prouver leur fiabilité dans le temps.

Par conséquent, l’industrie photovoltaïque européenne est en difficulté. Photowatt en France a failli disparaître,

Figure 19 Batterie de panneaux photovoltaïques au silicium.

83

Chimie et enjeux énergétiques

plusieurs société implantées en Allemagne ont disparu, la politique de rachat est en cause. En Allemagne par exemple, le prix de rachat du kWh a croisé le prix de vente à partir du réseau en 2012, ce qui rend les investissements moins rentables. Le solaire thermique, qui est déjà bien connu pour les installations d’eau chaude sanitaire largement commercialisées, est depuis quelques dizaines d’années l’objet de recherches intensives et d’installations de grande ampleur aux ÉtatsUnis et en Espagne. Le CNRS en France avait été pionnier à Odeillo, en 1983. L’échec a été dû à des corrosions de circuits du fluide caloporteur qui sont maintenant résolues. Le principe est de chauffer par concentration du rayonnement solaire, soit des tubes dans lesquels circule une huile à température de l’ordre de 300°/350°, soit une cible massive dans laquelle circule un mélange de sels fondus (NO 3K-NO 3Na) qui est porté à haute température et emmagasine la chaleur (Figure 20). Ces fluides caloporteurs par l’intermédiaire d’un échangeur cèdent leur chaleur à de l’eau ou de la vapeur sous pression qui fait tourner la turbine d’un généFigure 20 Centrale solaire thermique en Espagne.

84

rateur électrique classique. Si le volume du caloporteur est suffisant, on s’affranchit de l’intermittence de production qui peut fonctionner la nuit ou en l’absence momentanée d’ensoleillement. Nous n’avons pas encore suffisamment de recul sur ces installations pour donner le prix du kWh fourni et leur viabilité à long terme. 4.2. L’énergie éolienne Les différences de tempér ature, d’ensoleillement, d’altitude provoquent sur la planète des échanges dans l’atmosphère qui agitent les différentes couches de l’air qui nous entoure et provoquent « le vent ». De tout temps, l’énergie du vent a été exploitée, les moulins ont parsemé la campagne jusqu’au XIXe siècle et leurs rares ailes tournantes témoignent d’un passé que la vapeur a tué. Les éoliennes modernes répondent au même principe. Leur puissance est proportionnelle à la surface A du cercle que décrivent les pales et au cube de la vitesse du vent U, soit P = AU3. La taille des éoliennes varie donc en fonction de la puissance, avec des diamètres de 70 m pour 1,5 à 2 MW et de plus de 120 m pour 5 MW (Figure 21).

Il est possible d’implanter des éoliennes dans les zones de développement éolien (ZDE), les plus intéressantes étant situées près des côtes de l’Atlantique, de la Manche et de la Méditerranée. L’EDF établit des contrats avec les investisseurs garantissant le rachat de la production électrique au tarif de 8,2 c€ durant une période de plusieurs années. Par ailleurs, plusieurs progr ammes d’impl antation de « champs » d’éoliennes off-shore, notamment dans la Manche, sont en cours. Les investissements sont relativement importants, de l’ordre de 1 000 €/kW sur sol et de 2 000 €/kW off-shore en mer mais la rentabilité grâce au tarif de rachat est plutôt bonne pour les investisseurs car on estime que le prix de revient du kWh est de 6 à 10 c€. Il reste que l’énergie éolienne comme l’énergie photovoltaïque est intermittente (Figure 22). L’éolienne commence à produire du courant au-dessus d’une vitesse du vent de 20/30 km/h et doit s’arrêter lorsqu’il atteint une vitesse supérieure à 90 km/h, son facteur de charge dépasse peu 20 %. Il faut donc pouvoir stocker l’énergie, avoir un réseau de raccordement intelligent pouvant faire face aux « à-coups » prévisibles, et créer des cen-

Relation entre le diamètre du rotor des éoliennes et leur puissance

Ø 125 m 5 MW

Ø 70 m 1,5 MW

Ø 30 m 0,3 MW

Cathédrale de Strasbourg Hauteur : 142 m

Ø 46 m 0,6 MW

trales thermiques de remplacement pouvant prendre le relais au gaz ou au charbon comme en Espagne ou en Allemagne et au Danemark. En France, l’éolien s’est assez bien développé. Il fournit actuellement de l’ordre de 12 T Wh annuellement soit 2,2 % de la production électrique nationale. Il marque un peu le pas, faute d’investisseurs et de fabricants français. Les procédures longues d’implantation, les recours contre la gêne paysagère, la surface nécessaire au sol

Vivre en économisant cette « chère énergie »

La chimie a fortement contribué à l’amélioration des rendements avec des pales de grande dimension en composites carbone-polymères et de nouveaux aimants NdFeB dans les générateurs électriques aux sommets de ces immenses tours.

Figure 21 Tailles respectives en fonction de la puissance.

Figure 22 Une énergie intermittente. Source : INRA

ÇA.. . ...C’ EST POUR QUAND IL N’Y A PAS DE VENT

85

Chimie et enjeux énergétiques

(l’équivalent d’une tranche nucléaire nécessiterait 1 500 éoliennes terrestres sur environ 13 000 hectares) sont les principales raisons de ce ralentissement. C’est pourquoi le gouvernement a lancé plusieurs appel s d’of fres pour des champs off-shore.

5

Le recyclage des matières premières

Les ressources minières obéissent au même modèle que les ressources en pétrole. Les composés des métaux ont mis des années à constituer des filons géologiques miniers et leur exploitation passe inévitablement par un sommet avant de redescendre faute de minerais. Périodiquement, nous sommes alertés par les géologues sur l’épuisement des réserves au rythme de consommation actuel ; plus de réserve d’étain Sn à 25 ans, plus d’argent Ag à 20 ans, plus de cuivre Cu à 50 ans, ce qui devrait nous sensibiliser à un « acte de terrien : le recyclage des métaux » sans lequel le développement devient impossible. Le programme des Nations unies pour l’environnement (PNUE) a publié en 2011 deux rapports « Recycling rate of metals » et « Metal stocks in society » qui montrent :

86

– que les taux de recyclage des métaux sont très inégaux ; si 18 atteignent plus de 50 % (Pb, Ag, Al, Fe…), 6 dépassent 10 % (Mg, Mo, W, Cd…), mais 34 ont un taux de rec yclage inférieur à 1 %, beaucoup sont utilisés en électronique et dans les hautes technologies tels que Sc, Ga, les terres rares, Ta, Zr

… et certains d’entre eux sont devenus stratégiques ; – qu’il faut utiliser maintenant les mines « hors sols » c’est-à-dire les stocks de métaux dans les villes, les immeubles, les caves, les placards… Par exemple, le cuivre des tuyauteries, des matériels électriques, des fils… qui représentent un poids par habitant non négligeable, l’équivalent pour un Français ou une Française de plus de 200 kg. Les stocks accumulés dans le monde sont considérables surtout dans les pays développés. Pour le cuivre, c’est 20 fois la production annuelle (20 × 16 MT), pour l’aluminium 13 fois (13 × 41 MT), pour le fer et l’acier 10 fois la production annuelle qui est immobilisée. Il faut ici rappeler que le XXe siècle a vu une exploitation minière qui a été multipliée par 27 en 100 ans, accompagnée par une mécanisation généralisée et une diminution progressive des teneurs des minerais exploités, sans oublier les fermetures des mines épuisées ou non rentables. C’est donc le recyclage des métaux qui s’impose ou s’imposera, compte tenu de l’augmentation des cours des métaux, notamment de ceux qui sont tirés par les applications dans les hautes technologies à haute valeur ajoutée. C’est de plus une démarche d’écocitoyen. En effet, si nous prenons le cas de l’aluminium dit de première fusion préparé par électrolyse de l’alumine Al 2 O 3 en milieu cryolithique fondu, il nécessite par tonne 13 MWh et contribue à générer 11 tonnes de CO2 alors que

Mise en balles

Séparation par courant de Foucault et manuelle

Collecte

Séparation magnétique

Mise en balles

Broyage Broyage

L’aluminium

Purification

L’acier

Produits finis

Laminoir

Mise en forme

l’aluminium de 2e fusion recyclé ne nécessite que 1 MWh et génère donc 1 tonne de CO2 soit 11 fois moins. Pour le fer, une tonne d’acier après raffi nage de la fonte sortie du haut-fourneau génère un dégagement de 2 tonnes de CO 2 alors qu’après recyclage au four électrique, elle ne représente que 0,3 tonne de CO2 soit 6 fois moins (Figure 23). Le recyclage en France permet l’économie de 6 Mtep (million de tonnes d’équivalent pétrole) soit de l’ordre

Unité de fusion

Four Produits finis

de 3 % de la consommation d’énergie primaire. Certaines filières demandent à être réorganisées ou organisées – ramassage, triage, stockage, raffinage (TR ou Li par exemple). Dès la conception d’un produit, le cycle de vie est à prendre en compte. C’est « l’éco-conception ». Il faut sans doute reprendre ce que l’on a appelé « l’économie de guerre », celle de la pénurie, en valorisant des stocks ou des mines à faible teneur qui deviendront économiquement acceptables.

Laminoir

Mise en forme

Figure 23

Vivre en économisant cette « chère énergie »

Collecte

Principe des procédés de recyclage des métaux – aluminium et acier.

Quel avenir pour l’énergie ? Il n’est pas possible de prévoir le coût de l’énergie avec précision, on peut seulement dire qu’il restera durablement élevé. Si les États émergents, la Chine, l’Inde, le Brésil, se mettent au niveau des États-Unis ou de l’Europe ne serait-ce qu’au nombre de véhicules pour 1 000 habitants, alors on assistera à l’explosion de la demande en carburants, le pic oil sera vite dépassé et on sait que ce qui est rare est cher. Pour la demande en électricité, les énergies renouvelables viendront compléter le mix énergétique mais inévitablement elles contribueront à l’augmentation des prix pour le particulier et

87

Chimie et enjeux énergétiques 88

l’industrie qui devront investir en isolation et efficacité énergétique pour diminuer la facture. La transition énergétique, les économies d’énergie exigent de forts investissements. Seuls les particuliers, les industries et les pays riches et les gouvernements conscients et responsables pourront se le permettre. Le coût de l’énergie et les ressources nationales des pays deviennent des enjeux géopolitiques, économiques et de défense. Ils entrent de plain-pied dans les critères de compétitivité et de concurrence économique entre pays. La crise de l’énergie peut entraîner une grande fragilité de certains pays développés. Certains mêmes y voient les ferments de conflits armés. Pour la France, on peut souhaiter que la maxime républicaine sur le fronton des bâtiments officiels puisse être « liberté-égalité-fraternitésobriété » non pas pour limiter la consommation de boissons alcoolisées mais pour réduire la consommation d’énergie des citoyens. Ils devraient donc s’approprier les slogans « Isolez, bougez intelligemment, recyclez, innovez », en détournant cette vieille réclame de la fin des années 1970 que les moins de vingt ans n’ont pas connue « Le monde n’a pas de pétrole mais il a des idées ».

enjeux chimie

de la

dans la

production

électricité

d’

Jean-Pierre West est directeur en charge des domaines d’activités Ingénierie et Production d’EDF Recherche & Développement. Il aborde ici la chimie intervenant dans la production d’électricité.

Pour traiter des apports de la chimie dans la transformation de notre système énergétique, il convient en premier lieu de considérer la nature des enjeux énergétiques eux-mêmes.

Les enjeux énergétiques des prochaines décennies

1

1.1. La nécessité d’un mix énergétique Notre futur énergétique, c’est admis par tous, fera appel à toutes les solutions réalistes simultanément : un montage, que l’on appelle un « mix », et qui est un bouquet diversifié utilisant les énergies renouvelables, le nucléaire, le thermique (charbon, gaz ou pétrole), mais faisant éga-

lement appel aux économies d’énergie et à l’amélioration de l’effi cacité énergétique. Ces évolutions sollicitent tous les acteurs de l’industrie de l’énergie – l’ingénierie, les technologies – mais aussi la R&D qui a la tâche de préciser et de quantifier les enjeux de ces différentes sources de production d’électricité en termes de sûreté, de sécurité, d’impact environnemental, tout en évaluant l’incidence des options sur la compétitivité. 1.2. Des programmes de recherche et développement Pour EDF, cela entraîne des programmes selon trois axes qui constituent son plan stratégique (Figure 1).

D’après la conférence de Jean-Pierre West

Les

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 1 Notre futur énergétique sera composé d’un mix diversifié. Il est nécessaire pour la R&D de traiter les enjeux de compétitivité et environnementaux des différentes technologies.

90

Le premier axe vise à mettre au point et à développer un mix de production décarboné, en réponse au vigoureux engagement qui a été pris aux niveaux national, européen et international (voir les Chapitres de B. Bigot et de P. Criqui). Cet axe entraîne trois types d’actions : mettre à profit l’avantage que confère le parc nucléaire existant et en assurer le futur ; développer les énergies renouvelables ; travailler sur les technologies de la capture et du stockage du gaz carbonique. Ce dernier domaine connaît aujourd’hui des contestations. On voit des projets de démonstrateurs ou de grandes installations reportés ou annulés pour des raisons technologiques ou financières ; on voit aussi des objections techniques nouvelles apparaître, comme celles de l’impact de ces techniques sur le régime de

consommation et de disponibilité de la ressource en eau. Cependant, on ne peut ignorer l’importance considérable – et croissante ! – que revêt aujourd’hui l’utilisation du charbon dans le mix énergétique mondial. Cela est par exemple présenté dans le Chapitre de P. Criqui, qui rappelle que la satisfaction des besoins énergétiques de la Chine repose à 75 % sur le charbon, et pour un pays comme les États-Unis (avant l’entrée en exploitation des gaz de schistes) à près de 30 %. Les voies techniques de la capture et du captage du CO2 doivent absolument être considérées sérieusement, compte tenu des engagements de « décarbonisation » de l’énergie qui ont été pris. Le deuxième axe stratégique de la R&D sur les enjeux énergétiques porte sur l’adaptation du système électrique aux donnée s nou velle s .

Le troisième axe concerne la connaissance puis le pilotage de la demande énergétique. À côté des difficultés liées à l’intermittence des sources d’électricité, il faut prendre en compte le contexte social actuel où les consommateurs de l’électricité, particuliers, entreprises ou institutions, cherchent à devenir acteurs de leur production. Par ailleurs, de nouveaux usages de l’électricité apparaissent, comme le transport électrique, la voiture électrique (voir le Chapitre de M. Perrin), qui ne peuvent que renforcer ces évolutions des compor tements des consommateurs (voir le Chapitre de B. Bigot). On doit également prendre en compte les facteurs démographiques qui vont conduire à un fort accroissement des populations dans les décennies à venir ainsi, comme on peut déjà l’observer, qu’à une urbanisation croissante – réunissant déjà plus de 50 % de la population mondiale, les villes pourraient en héberger plus de 75 % à l’horizon 2030-2050. Ces modifications de grande ampleur réclament des réponses à toute une série de questions sur la production et la distribution, non seulement de l’électricité mais de toutes nos ressources : l’eau (voir le Chapitre de L. Duvivier et M. Florette), l’énergie dis-

tribuée, par exemple celle qui est produite sur les toits des habitations, le gaz, les déchets, les transports. De nombreuses études visent à évaluer comparativement les avantages et les inconvénients de différents schémas d’organisation. Avec des grandes villes françaises comme Nice et Lyon, des expériences et des simulations sont menées en collaboration avec les responsables locaux ; des accords de coopération sont passés, en commun avec Veolia, avec de grandes mégalopoles mondiales comme Mexico et Singapour.

2

Les enjeux de la chimie dans la production d’électricité

L’utilisation des énergies renouvelables, engagée dans le cadre de politiques à long terme, amène à gérer une production intermittente qui nécessite d’adapter les systèmes électriques en développant les réseaux dits intelligents.

La chimie et les filières énergétiques

Au cours des années récentes, les préoccupations environnementales se sont imposées à toute l’industrie énergétique, conduisant à l’objectif de réduire l’impact de nos installations sur l’environnement et l’impact de l’environnement sur nos installations. Ainsi la maîtrise de la gestion des rejets des installations – chimiques, thermiques, radioactifs – devient un sujet clé, domaine où la chimie joue évidemment un rôle majeur, car nombre des paramètres qui contrôlent la génération et le transfert de ces rejets dans la biosphère en dépendent. Sans faire ici une revue complète du domaine « chimie et énergie » qui risquerait d’être fastidieuse et qui serait dans tous les cas fort longue, trois secteurs seront abordés : l’importance de la chimie pour le secteur nucléaire, les défis de la capture et du stockage du gaz carbonique (CO2) et la

91

Chimie et enjeux énergétiques

présentation de perspectives pour la production d’électricité à l’aide de cellules photovoltaïques. 2.1. L’importance de la chimie dans le secteur nucléaire La Figure 2 donne une représentation simplifiée d’une centrale nucléaire avec ses trois circuits d’eau. Le principal phénomène d’usure des circuits est la corrosion des matériels (pompes, vannes, tuyaux) par l’eau circulante, chauffée à température élevée. Afin de limiter cette corrosion, il est nécessaire de bien comprendre et de maîtriser la chimie à l’œuvre dans les trois circuits.

Figure 2 Schéma de principe d’une centrale nucléaire. Il s’agit de comprendre et contrôler la chimie de l’eau des trois circuits.

92

Dans le circuit primaire, l’eau sous pression (monophasée) est chauffée dans le cœur du réacteur par l’énergie issue de la fission nucléaire, au contact des gaines métalliques qui confinent le combustible. L’eau y joue le rôle

de caloporteur mais aussi de contrôle neutronique grâce à l’addition de bore (neutrophage) sous forme d’acide borique, lui-même neutralisé par l’addition de lithine. Elle passe dans des générateurs de vapeur où elle transfère sa chaleur à un deuxième circuit puis est réintroduite dans le réacteur. Une partie des produits de corrosion (ox ydes métalliques) formés dans le circuit primaire peut donner naissance, lors de leur passage dans le cœur et sous l’effet des neutrons, à des produits radioactifs (principalement 58 Co et 60 Co), susceptibles de se déposer hors du cœur sur des composants, tuyaux, pompes, ou échangeurs. Bien que la corrosion soit extrêmement faible (< 0,1 μm/an sur l’épaisseur des conduits), ce phénomène revêt une grande importance pour l’exploitation du réacteur car il détermine la contamination des

À côté de cet impact sur la disponibilité de la centrale, la corrosion dans le circuit primaire joue aussi un rôle sur la sûreté. En effet, les produits de corrosion sont susceptibles de se déposer le long de l’assemblage combustible, ce qui peut conduire dans les cas extrêmes à des distorsions de la distribution de flux neutronique, influençant la réactivité et le fonctionnement même du réacteur. La chimie du circuit primaire vise donc pour l’essentiel à contrôler la réactivité, à éviter les dépôts sur le combustible, à minimiser la contamination radioactive du circuit, et enfin à éviter ou à ralentir certains phénomènes de corrosion spécifiques (corrosion sous contrainte) qui peuvent altérer l’intégrité des systèmes. On le voit, la chimie a un fort impact en termes de disponibilité et de sûreté. Le circuit secondaire contient de l’eau très pure avec un conditionnement qui permet de fixer le pH et d’imposer un potentiel réducteur. Il alimente le générateur de vapeur ; cette vapeur fournit à la turbine une énergie mécanique ensuite transférée à l’alter-

nateur pour être transformée en énergie électrique ; la vapeur retourne finalement en eau dans le condensateur. Le circuit secondaire peut être le siège de diverses formes de corrosion interdépendantes : la corrosion-érosion, l’attaque intergranulaire et la corrosion sous contrainte, l’encrassement des tubes de générateurs de vapeur et le colmatage. La principale source des produits de corrosion est la corrosion-érosion – forme de corrosion généralisée accélérée par la vitesse de l’eau – des aciers peu alliés du circuit. Elle se produit lorsque le pH est trop bas, ce qui peut arriver lorsque la présence d’alliages cuivreux au condenseur demande un pH moins élevé pour éviter leur corrosion. Les produits de corrosion ainsi générés peuvent donner naissance à des dépôts sur divers composants du circuit ; l’un des dommages les plus nocifs est la dégradation de la performance des générateurs de vapeur par encrassement et colmatage. L’encrassement est le dépôt généralisé des oxydes sur la surface des tubes ; le colmatage est l’obturation des trous qui permettent le passage de l’eau à travers les plaques qui maintiennent les tubes. On a vu certaines situations où des générateurs de vapeur ont été colmatés par ces produits de corrosion de façon significative et qui ont dû être remplacés – opérations longues et coûteuses. Les produits de corrosion du circuit secondaire ne sont pas radioactifs mais jouent sur la performance et la disponibilité

Les enjeux de la chimie dans la production d’électricité

composants et donc la dose que vont recevoir les intervenants chargés de la maintenance. La chimie de ce circuit (composition chimique, pH, pureté, potentiel d’oxydo-réduction – qui contrôle la radiolyse de l’eau), la qualité de son eau, son suivi et sa propreté sont des enjeux cruciaux qui déterminent la fréquence et la durée des opérations de maintenance et donc la disponibilité de la centrale. L’exploitant de la centrale les suit de près au quotidien.

93

Chimie et enjeux énergétiques 94

du réacteur. Maîtriser ces phénomènes est un enjeu crucial de la chimie, et les spécifications chimiques du circuit secondaire ont pour but de minimiser les différents phénomènes de corrosion et d’encrassement. Les principaux paramètres de contrôle sont le pH, le potentiel d’oxydoréduction et la minimisation d’espèces ioniques défavorables. On demande aux études de R&D de comprendre les mécanismes mis en jeu et de quantifier leurs effets afin de minimiser l’encrassement et la corrosion de nos échangeurs. Le circuit tertiaire, ou circuit de refroidissement, fait le lien avec la source froide qui permet la condensation de la vapeur du circuit secondaire. Il présente la particularité d’être ouvert sur l’environnement. Pour les centrales de type « bord de mer », il est en cycle ouvert avec rejet et prise d’eau en mer ; pour des centrales en « bord de rivière », il est en cycle fermé refroidi par des aéroréfrigérants, dans lesquels la chaleur est généralement extraite par vaporisation de l’eau. Ce sont ces derniers qui constituent le point sensible du circuit tertiaire car la chimie est largement imposée par la nature de l’eau d’appoint, et il y a un apport continu de substances dissoutes susceptibles de précipiter lors de l’échauffement, de matières en suspension, de nutriments pour les organismes vivants. Ils sont susceptibles de s’entartrer selon la nature de l’eau du fl euve concerné ; une dégradation de la performance peut alors

survenir. Par ailleurs, il faut veiller au risque de développement de micro-organismes pathogènes. Les phénomènes chimiques doivent donc être suivis pour limiter l’entartrage, par contrôle du pH de l’eau d’appoint, et la prolifération de micro-organismes, par des procédés biocides. En résumé, on voit que les principales missions qui reviennent à la chimie pour assurer le meilleur fonctionnement du réacteur touchent les propriétés les plus critiques de son fonctionnement et de sa rentabilité – sa disponibilité, sa performance et la radioprotection. Plus précisément, on a vu l’importance de la chimie dans les questions suivantes : − contrôle de la réactivité, maintien du refroidissement du cœur ; − maintien de la performance du réacteur – intégrité des matériels, maintien de la propreté, en particulier dans les échangeurs thermiques ; − durée de vie du réacteur selon l’intensité de la corrosion ; − radioprotection : du personnel d’intervention par maîtrise de la radioactivité des matériels et donc des débits de dose ; − respect de l’environnement : limitation des développements de micro-organismes pathogènes ; caractérisation des rejets chimiques et connaissance de leur comportement dans l’environnement (transfert dans la biosphère : phases sédimentaires ou atmosphère). La réglementation REACH impose d’ailleurs une vigilance accrue sur ces aspects.

La lutte contre l’effet de serre, et donc contre l’accumulation de gaz carbonique dans l’atmosphère, est l’un des facteurs pris en compte par les scénarios de la fourniture d’énergie pour le XXIe siècle. Les techniques de captage et de stockage de CO2 font donc partie des axes d’études. Aujourd’hui, trois types de technologies sont considérés : l’oxycombustion, qui est tout simplement une combustion en oxygène pur permettant une récupération facile du CO 2 ; le traitement de précombustion, qui repose sur la gazéification du charbon – procédé plus compliqué à mettre en œuvre ; la postcombustion, où l’on extrait le CO2 des fumées à l’aval de la chaudière (Figure 3). Le captage en post-combustion, technologie qui peut être mise en œuvre

rapidement et être installée sur des usines existantes, conduit déjà à une problématique industrielle (voir Encadré « Étude du captage de CO2 en post-combustion par solvant à base d’amines. Deux thèmes de R&D »). Différents procédés de captage existent (chimiques, physiques, cryogéniques), mais ils doivent être industrialisés à grande échelle pour en assurer l’efficacité et réduire la pénalité énergétique c’est-à-dire la perte de rendement de l’installation. C’est l’objet d’un pilote installé sur la centrale EDF du Havre dans le cadre d’une collaboration avec Alstom. L’enjeu global de cette opération est la démonstration de la faisabilité de cette technologie. Un deuxième objectif est de surmonter les inconvénients des amines que l’on utilise, liés à leur dégradation qui peut conduire à l’émission de polluants gazeux.

Les enjeux de la chimie dans la production d’électricité

2.2. La capture et le stockage du gaz carbonique

Figure 3 Installation de captage de CO2 par procédé chimique de postcombustion. Source : Vattenfall

95

Chimie et enjeux énergétiques

ÉTUDE DU CAPTAGE DE CO2 EN POST-COMBUSTION PAR SOLVANT À BASE D’AMINES. DEUX THÈMES DE R&D Laboratoire d’études des mécanismes de dégradation des solvants en présence de CO2 (LEMEDES-CO2) Le captage de CO2 par un cycle absorption/désorption dans un solvant à base d’amine est mature, mais la dégradation du solvant peut conduire à des émissions de polluants gazeux. Le laboratoire permet de reproduire le phénomène de dégradation des amines sur une boucle expérimentale. L’activité de R&D a pour but d’identifier les produits de dégradation du solvant et d’en comprendre les mécanismes de formation. Pilote de captage de CO2 de la centrale du Havre Le pilote démarré en 2012 offre une capacité de captage d’une tonne par heure par le procédé « Advanced Amine Process » (Alstom/Dow Chemicals) sur les fumées de la centrale Havre 4. Le programme de R&D prévu sur le pilote permettra d’évaluer la technologie proposée : pénalité énergétique, faisabilité technique et économique, opérabilité du procédé, consommation de réactifs et rejets.

2.3. Amélioration de l’utilisation de l’énergie solaire par effet photovoltaïque L’amélioration de la technologie photovoltaïque actuelle, qui utilise le silicium cristallin, pose un certain nombre

DES ENJEUX DE COÛTS ET DE RENDEMENTS SUR L’ENSEMBLE DE LA CHAÎNE DE FABRICATION DU PHOTOVOLTAÏQUE Pour les cellules au silicium cristallin − purification du silicium pour faire des plaquettes actives ; − texturation de la surface des plaquettes (pour mieux piéger la lumière) ; − dépôts de couches minces pour améliorer le rendement des cellules (couches antireflets, correction de défauts de surface…) ; − mise au point de pâtes chimiques à l’argent peu résistives pour la fabrication de bons contacts.

d’enjeux à la R&D : purification du silicium, texturation de la surface des plaquettes, dépôt de couches minces pour améliorer le rendement des cellules1. La stratégie suivie est de chercher des voies de rupture technologique (voir l’Encadré « Des enjeux de coûts et de rendements sur l’ensemble de la chaîne de fabrication du photovoltaïque »). Deux voies apparaissent possibles : la réduction des pertes résistives (l’hétérojonction) et l’utilisation de couches extrêmement minces (leur épaisseur se compte en microns), qui permettent d’avoir une réduction des matières utilisées. L’argumentaire technique a été présenté en détail dans le Chapitre de B. Bigot. EDF a créé l’Institut photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF),

Pour les cellules couches minces − la chimie est omniprésente dans les procédés de dépôts des cellules en couches minces (empilement de matériaux en couches d’épaisseurs nano- ou micrométriques). 96

1. Voir à ce sujet La chimie et l’habitat, Chapitres de D. Lincot et D. Plée. Coordonné par Minh-Thu Dinh-Audouin, Danièle Olivier et Paul Rigny, EDP Sciences, 2011.

EDF, Total, Air Liquide, le CNRS, l’École polytechnique et des PME créent un nouvel Institut de recherche sur le photovoltaïque à Saclay – 180 chercheurs à terme et des équipements de pointe – pour mener la recherche sur les cellules photovoltaïques couches minces (silicium, CIGS). Objectif : développer les ruptures technologiques pour une énergie photovoltaïque compétitive sur le marché.

récemment labellisé « Institut d’excellence » pour les énergies décarbonées dans le cadre des investissements d’avenir (Encadré « EDF investit dans un nouvel institut de recherche sur le photovoltaïque »). En conclusion de ces trois exemples, on peut constater

que la chimie participe effectivement aux enjeux de la décarbonisation du parc de production et distribution d’électricité, et que ce programme sollicite très largement la recherche et la collaboration avec des partenaires scientifiques (le CNRS, le CEA) et industriels.

Les enjeux de la chimie dans la production d’électricité

EDF INVESTIT DANS UN NOUVEL INSTITUT DE RECHERCHE SUR LE PHOTOVOLTAÏQUE

La chimie au cœur des enjeux dans la production d’électricité La chimie participe ainsi largement aux enjeux de décarbonisation du parc de production électrique, sur de multiples aspects : – pour pérenniser l’avantage nucléaire ; – développer les énergies renouvelables ; – développer la faisabilité industrielle de la capture et du stockage du carbone. Afin d’atteindre ces objectifs, il est nécessaire de développer les actions de recherche avec des partenariats entre industriels et partenaires académiques.

97

7KLVSDJHLQWHQWLRQDOO\OHIWEODQN

et

sont

indissociables Marc Florette est membre du Comex et directeur Recherche et Innovation de GDF Suez. Léon Duvivier est directeur des Technologies à la Direction Recherche et Innovation de GDF Suez.

L’objet principal de ce chapitre est de mettre en évidence l’importance de l’interdépendance entre l’eau et l’énergie (Figure 1), en tentant de démontrer comment l’énergie est utilisée et sur-utilisée dans toutes étapes du cycle de l’eau, et comment l’eau est utilisée et sur-utilisée dans toute la production d’énergie. L’eau est essentielle à la vie. Il n’existe pas de substitut. L’eau n’est pas renouvelable ; depuis l’époque des dinosaures, la quantité d’eau douce sur la Terre n’a pratiquement pas évolué. Il convient donc de la réutiliser au maximum. Le problème majeur est qu’avec l’accroissement de la population, l’augmentation des standards de vie, la production de nourriture et l’industrialisa-

tion sans cesse croissante, la pression sur les ressources en eau ne fait que croître au cours des décennies. La pollution et la contamination des ressources en eau douce ont comme conséquence une diminution continue des réserves de qualité disponibles. Comme clairement indiqué lors du UN Committee on Economic, Cultural and Social Rights (2002) :

« L’eau est fondamentale à la vie et à la santé. Le droit humain à l’eau est indispensable pour permettre une vie saine dans la dignité humaine. C’est un pré-requis à la réalisation de tous les autres droits humains. »

Marc Florette, Léon Duvivier

Eau énergie

Chimie et enjeux énergétiques

Barrages produisant de l’électricité

L’énergie est utilisée pour pomper l’eau

Centrales de refroidissement utilisant de l’eau

Eau utilisée pour les combustibles miniers

Approvisionnement en eau utilisant de l’énergie

Énergie utilisée dans le traitement des eaux usées

La consommation d’eau et d'énergie à la maison sont liés

Flux d’eau Flux d’énergie

Figure 1 Les flux d’énergie et d’eau sont indissociables dans le cycle de production d’énergie.

100

L’énergie est une condition fondamentale à une vie décente. L’énergie est utilisée pour pomper, traiter et distribuer l’eau potable, aussi bien que pour collecter et traiter les eaux usées. Il est cependant beaucoup moins apparent de voir combien l’énergie dépend de la disponibilité en eau. Dans le cycle énergétique, l’eau est nécessaire pour extraire l’énergie primaire, pour le raffinage des combustibles et pour produire l’électricité. La production d’énergie a ainsi un impact important sur la qualité de l’eau. Cependant, la différence fondamentale entre l’eau et l’énergie est que l’énergie peut être renouvelable alors que les ressources en eau ne le sont pas.

L’eau et l’énergie sont donc liées de façon inextricable. En anglais, le terme consacré est water-energy nexus. Nexus doit être compris comme une série de connexions au sein d’un système particulier. Malgré cette interdépendance forte, historiquement, ces deux secteurs ont été régulés et gérés de façon indépendante. C’est au cours de la dernière décade que l’importance de ce lien étroit entre l’eau et l’énergie a été reconnue par de nombreuses institutions internationales comme les Nations Unies et le World Business Council for Sustainable Development. Le lien eau-énergie est une donnée essentielle dans les discussions relatives au concept de l’économie verte et était un des objectifs de la conférence

La prise de conscience internationale de cette interdépendance forte entre eau et énergie est apparue suite à la publication en 2004 de plusieurs documents d’Allan Hoffman de l’US Department of Energy :

« La sécurité énergétique des États-Unis est étroitement liée à l’état de ses ressources en eau. Les ressources en eau ne pourront plus être prélevées à ce rythme si les États-Unis veulent garantir leur sécurité énergétique dans les années et décades à venir. De la même façon, la sécurité d’approvisionnement en eau des États-Unis ne pourra plus être garantie sans une attention particulière aux aspects énergétiques. Les deux aspects sont liés de façon inextricables. »

1

Eau et énergie sont indissociables

Rio +20 de 2012. Mieux comprendre et tirer parti des interactions entre eau et énergie pour préserver notre environnement est sans aucun doute un des défis du XXIe siècle.

L’interrelation eau-énergie

Le secteur de l’énergie est sans doute le secteur industriel consommateur d’eau le plus important. La plupart d’entre nous réalisent intuitivement que la production d’eau nécessite une consommation éner gétique. En revanche, à l’exception des grands barrages hydroélectriques, il est moins évident que la production et la conversion énergétiques sont également consommatrices de grandes quantités d’eau. La Figure 2 donne une représentation schématique des implications respectives de l’énergie dans le cycle de l’eau et inversement [1]. De plus en plus, la croissance de la population, le changement climatique, l’urbanisation, l’accroissement des standards de vie et la consommation de l’alimentation vont exiger une approche intégrée. La conception de nos villes et de nos habitations, notre style de vie ont des implications considérables sur les ressources en eau et la consommation énergétique.

Figure 2 Implications de l’énergie dans le cycle de l’eau et implication de l’eau dans le cycle de l’énergie.

Eau pour l’énergie Hydroélectrique

Extraction & raffinage

Refroidissement thermoélectrique

Production de combustibles (éthanol, hydrogène)

Traitement des eaux usées

Extraction & transmission

Énergie associée à l’utilisation d’eau

Traitement de l’eau potable Énergie pour l’eau

101

Chimie et enjeux énergétiques

Avant d’aller plus en avant dans l ’exposé, quelques exemples chiffrés pour donner la mesure de l’interdépendance entre eau et énergie :

plus importantes. La consommation énergétique mondiale peut être estimée à environ 100 000 TWh (un térawattheure, TWh, vaut 106 MWh ou encore 86 000 tep). La Figure 3 donne la répartition des diverses sources d’énergie primaire en 2009 [2].

− entre 1 et 18 % de l’électricité dans les zones urbaines sont utilisés pour traiter et transporter l’eau potable et les eaux usées ;

Une conclusion s’impose : les combustibles fossiles sont et resteront pour les décades à venir les sources d’énergie dominantes.

− aux États-Unis, environ 40 % des prélèvements d’eau douce servent au refroidissement des centrales thermiques. La majorité de cette eau est restituée localement, mais les pertes locales par évaporation sont estimées à 3 %.

Cependant, cette consommation énergétique n’est pas répartie de façon uniforme. Actuellement, le continent nord-américain consomme de l’ordre de 25 % de l’énergie mondiale (10 % pour le Canada, 85 % pour les ÉtatsUnis et 5 % pour le Mexique). Les modèles pour les quarante prochaines années mettent en évidence le fait que la consommation énergétique pour la même partie du monde ne va pas s’accroître de plus de 5 % et le continent nordaméricain ne représentera plus que 16 % de la consommation mondiale. L’Europe verra sa consommation se réduire de 5 %. En revanche,

Il ne s’agit donc pas uniquement d’un problème technologique ou d’un nouveau défi pour les ingénieurs.

2

Les besoins en eau pour l’énergie

Les sources d’énergie primaire au niveau mondial sont le pétrole, le gaz naturel liquéfié, le gaz naturel, le charbon, l’hydroélectricité et l’électricité d’origine nucléaire. Actuellement, le pétrole et le gaz naturel restent les sources d’énergie primaire les

Autres Bio-carburants et déchets Hydro Nucléaire Gaz naturel Charbon Pétrole

Figure 3 102

Répartition des sources d’énergie au niveau mondial.

0

5

10

15

20

25

30

Production énergétique mondiale (%)

35

Répartition de la production d’électricité au niveau mondial en 2010.

Solaire Bio énergie Éolien Hydro Nucléaire

Eau et énergie sont indissociables

Figure 4 Géothermique

Charbon, gaz et pétrole 0

10

20

30

40

50

60

70

80

% du total en TWh

les économies émergentes comme la Chine, l’Inde et le Mexique verront leur consommation énergétique doubler au cours de la même période, les trois représentant environ 30 % de la consommation énergétique mondiale [4].

2.1. L’extraction des combustibles

La Figure 4 reprend la répartition de la production d’énergie électrique au niveau mondial en 2010 [2, 3]. Environ deux tiers de l’énergie électrique sont produits à par tir de charbon, gaz et pétrole par les centrales électriques. La consommation électrique moyenne correspond à environ 3 000 kWh/personne.an. Bien entendu, la dispersion est relativement importante et varie de 9 kWh/personne. an au Tchad à 27 500 kWh/personne.an en Norvège.

En guise de synthèse, la quantité d’eau pour l’extraction des combustibles varie fortement :

Comme déjà mentionné auparavant, l’eau est indispensable au secteur énergétique. Nous nous proposons donc de voir tout au long de la chaîne de valeur de la production d’énergie comment évolue cette consommation d’eau et comment elle risque d’évoluer dans les prochaines décades.

Le Tableau 1 reprend les principales données relatives au potentiel d’extraction des combustibles primaires ainsi que la consommation en eau que cela implique [4, 5].

− pour le charbon : 0,164 m3/GJ ; − pour le pétrole brut : 0,158 m3/GJ ; − pour le gaz naturel : 0,109 m3/GJ ; − pour l’uranium : 0,086 m3/GJ. Et la biomasse dans tout ça… On ne peut parler d’extraction, mais la croissance de la biomasse exige de grandes quantités d’eau. Évidemment, la quantité d’eau requise pour produire de la biomasse est fortement infl uencée par le climat. Le Tableau 2 reprend la production d’énergie primaire par biomasse pour les divers continents ainsi que les consommations en eau associées [4, 5]. On a estimé que 50 % de la biomasse produite l’est sous forme de granulés de combustible (voir aussi le

103

Chimie et enjeux énergétiques

Tableau 1 Consommation en eau pour les diverses filières de combustibles (EJ = exajoule = 1018 J).

Production primaire (EJ)

2005

2020

2035

Total mondial

460,4

561,5

769,6

Pétrole brut

161,2

179,5

176,1

Pétrole non conventionnel

3,8

24,1

62,7

Gaz naturel

97,8

137,7

181,6

Charbon

121,1

144

217,2

Uranium

29,6

22,7

74,7

1 774,5

1 930

1 919,9

Pétrole brut

179,5

274,3

335,7

Pétrole non conventionnel

12,9

82,9

215,7

Gaz naturel

10,7

14,9

19,8

Charbon

19,9

23,6

23,6

Uranium

2,5

2,9

6,4

Besoin en eau pour l’extraction (Mds m3/an) Total mondial

Tableau 2 Impact de la biomasse comme combustible sur la consommation en eau.

Production primaire (EJ)

2005

2020

2035

Total mondial

460,4

561,5

769,6

Biomasse traditionnelle

36,3

37,1

36,2

9

10,5

11,3

23,2

22,5

21,0

Europe

1,8

1,8

1,8

Amérique latine et Caraïbes

1,6

1,6

1,5

0,8

0,7

0,7

Biomasse traditionnelle

1 562

1 641,2

1 640,3

Afrique

640,4

745,6

801,4

Asie

829,8

805,6

749,7

Europe

22,1

22,0

22,3

Amérique latine et Caraïbes

47,7

47,7

46,7

Amérique du Nord

21,3

20,4

19,3

Afrique Asie

Amérique du Nord 3

Besoin en eau pour l’extraction (Mds m /an)

104

l’évaporation dans les tours de réfrigération.

La production d’énergie à partir de biomasse nécessite nettement plus d’eau pour sa production primaire que les autres sources d’énergie. Ainsi, la production d’un litre de bioéthanol requier t en moyenne 1 100 litres d’eau, ce qui représente environ 45 m 3 /GJ ; ce qui est largement supérieur aux valeurs mentionnées pour l’extraction des combustibles traditionnels.

La quantité d’eau nécessaire au refroidissement des condenseurs est essentiellement dépendante du rendement de la filière technologique et donc du rendement. Ainsi, les centrales nucléaires ayant un rendement voisin de 30 % exigent par MWh produit beaucoup plus d’eau de refroidissement que les cycles combinés au gaz, dont le rendement approche les 60 %.

2.2. La production d’électricité Selon le World Energy Council [6], la production d’électricité au niveau mondial devrait passer de 18 000 TWh en 2005 à 53 000 TWh en 2050. En matière d’utilisation d’eau pour la production d’électricité, il convient d’établir la différence entre le prélèvement et la consommation. Le prélèvement se réfère à la quantité d’eau extraite du milieu à proximité du site de production, essentiellement pour le refroidissement des condenseurs. La consommation peut être définie comme la quantité d’eau non restituée localement. Il s’agit de

Eau et énergie sont indissociables

Chapitre d’après la conférence de J.-F. Rous).

Le Tableau 3 reprend à titre d’exemple les besoins en eau de refroidissement en simple passage de divers moyens de production thermiques. Le Tableau 4 donne une idée des consommations pour diverses filières de production thermique. On y a ajouté l’impact potentiel de la capture du carbone (CCS) dans les gaz de combustion afin de réduire l’effet de serre [7]. Comme indiqué dans ce tableau, la capture du CO 2 à la sor tie des installations conduit à un accroissement de la consommation d’eau de l’ordre de 90 %. Cela signifi e donc qu’une généralisation de ce procédé dans les années à venir risque de multiplier approximativement par

Tableau 3 Débit d’eau de refroidissement en simple passage pour divers moyens de production d’électricité.

Moyen de production

Débit d’eau de refroidissement en simple passage (m3/s)

Nucléaire Génération II (REP 900-1 450 MWe)

35 - 50

Nucléaire Génération III (EPR 1 800 MWe)

60 - 75

Cycle combiné au gaz (450 MWe) Ultra Super Critique charbon (800 MWe)

6-7 25 - 60

105

Chimie et enjeux énergétiques

Tableau 4 Consommation en eau pour diverses filières de production.

(m /MWh)

(m /MWh)

Impact du CCS sur la consommation d’eau (%)

2

3.7

+ 91

Centrale classique super critique

1,7

3,2

+ 87

Cycle combiné au gaz

0,7

1,3

+ 70

Nucléaire

2,7

NA

NA

Sans CCS

Filière de production

3

Centrale classique sub critique

Avec CCS 3

deux la consommation d’eau pour les centrales à combustible fossile et les cycles combinés.

106

L’hydroéléctricité est perçue par l’opinion publique comme le plus grand consommateur d’eau. En fait, il n’en est rien. L’eau stockée dans les barrages passe au travers de turbines hydrauliques et est rejetée dans l’environnement avec peu de modification. La consommation se résume donc à l’évaporation naturelle au niveau du réservoir de stockage ; elle est essentiellement dépendante des conditions climatologiques locales, et l’on estime en moyenne qu’elle varie de 2,6 à 5,4 m3/MWh [5, 8, 9]. La production d’électricité d’origine solaire peut se faire de trois façons différentes : au moyen de cellules photovoltaïques, par des installations solaires concentrées avec production de vapeur ou au travers de collecteurs solaires avec production d’eau chaude. Généralement, les installations photovoltaïques n’utilisent pas d’eau sauf pour leur nettoyage. En revanche, la consommation d’eau des centrales solaires thermiques varie fortement en fonction de

la technologie mise en œuvre. L’eau sert ici au refroidissement du condenseur, comme pour une centrale thermique classique, et également au nettoyage des miroirs. La consommation en eau peut varier de 0,265 à 4 m3/MWh [8]. Quant à l’énergie éolienne, la consommation d’eau est très limitée et se résume éventuellement au nettoyage des palles. Le Tableau 5 reprend la consommation d’eau des divers moyens de production d’électricité [7]. Pour résumer : − une centrale au charbon consomme en moyenne 1,834 m3/MWh ; − une centrale au gaz en cycle combiné : 0,727 m3/MWh ; − une centrale nucléaire : 2,726 m3/MWh ; − une centrale hydroélectrique : 5,4 m3/MWh ; − une centrale solaire : 9,54 m3/MWh. Si on cumule la quantité d’eau nécessaire pour l’extraction des combustibles et celle qui est requise pour la production d’électricité, on peut

Consommation en eau des diverses filières de production d’électricité.

Production d’électricité (TWh)

2005

2020

2035

Thermique

12 126

18 641

24 782

– Charbon

7 235

9 679

12 601

– Gaz

3 478

6 746

8 908

– Pétrole

1 102

995

983

311

1 041

2 290

Nucléaire

2 792

3 406

5 423

Hydro et géothermie

3 057

4 130

4 956

94

1 129

3 910

16,9

24,3

32,5

– Charbon

12,8

17,1

22,3

– Gaz

2,5

4,9

6,5

– Pétrole

1,3

1,1

1,1

– Biomasse et déchets

0,4

1,2

2,6

Nucléaire

7,6

9,3

14,8

Hydro et géothermie

16,5

22,3

26,8

Éolien et solaire

0,0

0,5

1,9

– Biomasse et déchets

Éolien et solaire

Eau et énergie sont indissociables

Tableau 5

3

Consommation en eau (Mds m ) Thermique

obtenir pour chaque filière de production une estimation de son empreinte eau (water footprint, en anglais). La Figure 5 synthétise l’ensemble de ces données [7]. 2.3. Les études de GDF Suez Au cours des dernières années, GDF Suez a développé une compétence forte afin de mieux connaître les besoins en eaux de son parc de production. Pas uniquement la consommation, mais aussi l’impact de la localisation (dépendance en eau plus ou moins forte) et de la qualité de l’eau. Les résultats des modèles développés par GDF Suez

conduisent à une plage allant de 0,45 m 3 /MWh à 0,87 m 3 / MWh pour le mix énergétique du groupe (hydro-électricité non comprise). Ces valeurs sont plus faibles que celles mentionnées auparavant et peuvent être expliquées par : − un grand nombre de centrales au gaz en cycle combiné équipées de condenseurs secs ; − un grand nombre de cogénérations ; − une part significative d’éolien ; − l’hydro-électricité absente de l’étude actuelle. Les études mettent en évidence le fait que la préparation

107

Quantité d’eau requise (m3/GWh)

Chimie et enjeux énergétiques

100 000

10 000

1 000

100 Combustible fossile

10

Nucléaire

Cycle combiné au gaz

1

t t z e ur ur rt er ur m ur es er ga to to iu qu to ve to uv uv ou r n r c u n r o o tri b a u u e e o u t c r t s i s s v s i t c e u n i e é é é l’ cu él cu io éa cu m m du td ro cir rm at m de cir er er n cir en n fe n nt n er yd tf io tf n f e t i e e i o t h m i . i e t t c e t cu cu id ct im n cu en en ait tra io Al en cir cir cir fro tra Tr ct Ex n m em n n em re Ex s u e e e e s s si s t i t t e is od id id en en en id pr air ro fro n ol em em fro ef em s o s s s e i R Re s r s i i R is u at id id id or To fro fro fro ap v Re Re Re E r ha

bo

n

Figure 5 Estimation de l’empreinte eau des principaux moyens de production d’électricité.

du combustible représente environ 25 % de la consommation globale par MWh produit.

Elles représentent 0,6 % de la ressource totale en eau. Le Tableau 6 reprend la répartition des volumes et des pourcentages d’eau sur la Terre.

Les besoins en énergie pour l’eau

La consommation en eau, comme la consommation en énergie, est un bon indicateur du niveau de vie d’un pays ou d’une région. Il en découle qu’elle est très variable d’un pays à l’autre (Figure 6). Même pour un non-expert, il apparaît clairement que tout le cycle de l’eau – son prélèvement, son transport, sa consommation, la collecte et le traitement des eaux usées – est fortement dépendant de l’énergie.

3

Si l’eau est très présente sur Terre, 97 % de la ressource sont de l’eau salée, et 2 % sont bloqués sous forme de glace. Il ne reste environ que 1 % d’eau douce sous forme liquide directement utilisable. Les eaux douces exploitées ont une origine continentale : − les eaux de précipitation : atmosphère ; − les eaux de surface : rivières, plans d’eau ;

108

− les eaux souterraines : elles proviennent du sous-sol (aquifères ou roches réservoirs) captées par sources naturelles ou forages.

On estime que 2 à 3 % de l’énergie mondiale est utilisée pour l’alimentation et l’épuration des eaux. En Europe, cette consommation est estimée à 1 %. Il existe suffisamment de marge pour réduire

Répartition des volumes et des pourcentages d’eau sur la Terre.

1,4 milliards de km3

Stocks totaux en eau Océans, mers Glaces

1,35 milliard de km3

97,3 %

3

2,15 %

27,5 millions de km 3

Eaux souterraines

8,2 millions de km

Lacs, rivières

207 000 km3

0,01 %

Humidité du sol

70 000 km3

0,005 %

Eau contenue dans les cellules vivantes

1 100 km3

0,0001 %

Humidité de l’air

13 000 km3

0,001 %

la consommation énergétique dans ce secteur. Dans les pays industrialisés, le coût énergétique dans le cycle de l’eau arrive en deuxième position après le coût de la main d’œuvre. La consommation électrique dans tout le cycle de l’eau peut être compensée par la récupération d’énergie dans les stations d’épuration. En effet, la matière organique contenue dans les eaux usées peut être utilisée pour produire de la biomasse, qui peut à la fois produire de la chaleur et de l’électricité. L’énergie thermique contenue dans l’eau usée peut être récupérée pour préchauffer l’eau sanitaire. Enfi n, les effl uents liquides épurés peuvent être utilisés pour alimenter les circuits de refroidissement industriels. Le temps est venu de considérer les systèmes de traitement des effluents non plus comme une solution « end of pipe », mais bien comme une ressource énergétique produisant du biogaz, utilisant les nutriments, les graisses, les huiles présents dans l’eau usée comme ressource énergétique.

0,63 %

Eau et énergie sont indissociables

Tableau 6

Angola Nigéria Chine Allemagne Danemark France Mexique Japon Italie Australie États-Unis 0

100

200

300

400

500

600

700

Consommation en eau potable (l/jour . personne)

3.1. La consommation en électricité tout au long du cycle de l’eau

Figure 6 Consommation moyenne d’eau par personne et par pays.

Nous nous proposons maintenant de passer en revue la consommation d’électricité sur l’ensemble du cycle de l’eau, du pompage à son épuration, en passant par sa potabilisation et sa distribution. Le pompage de l’eau souterraine nécessite généralement plus d’énergie que le prélèvement dans les eaux de surface. En revanche, suivant

109

Chimie et enjeux énergétiques

la localisation du site de captage, il est parfois nécessaire d’acheminer l’eau prélevée sur de très longues distances. La synthèse des données en notre possession montre que l’énergie de pompage peut varier de 0,04 kWh/m3 (limite basse en Suède) à 4,2 kWh/ m3 (limite haute en Californie) [10, 11]. Au Royaume-Uni, on estime que l’énergie de pompage de l’eau à potabiliser représente 60 % de l’ensemble de l’électricité consommée sur le cycle de l’eau. La consommation énergétique en vue de la potabilisation de l’eau est fortement dépendante de son origine et des procédés utilisés. Le Tableau 7 reprend les consommations énergétiques associées à l’origine de la source d’eau [12]. Au cours des dernières années, on a pu remarquer un intérêt croissant des producteurs d’eau potable pour l’installation de sources d’énergie renouvelable comme le photovoltaïque, l’hydraulique de faible différence de hauteur, ou l’éolien sur leurs sites de production, afin de réduire leur empreinte carbone. De plus, la recherche de technologies moins voraces en élecTableau 7 Consommation énergétique en fonction de l’eau à traiter.

Alimentation en eau brute Eau de surface

110

Énergie nécessaire pour l’alimentation et le traitement (kWh/m3) 0,5 - 4

Eau recyclée

1-6

Dessalement

4-8

Eau en bouteille

1 000 – 4 000

tricité comme l’UV LED sera bientôt industrielle et permettra ainsi de réduire de façon considérable les consommations électriques dans l’étape de désinfection. La distribution requiert en général peu d’énergie, on estime généralement que la consommation est de l’ordre de 0,1 kWh/m3. L’énergie nécessaire au traitement des eaux usées correspond à la somme de ce qui est nécessaire pour acheminer l’eau jusque la station d’épuration et son épuration proprement dite. En général, les besoins énergétiques pour le transport de l’eau usée sont faibles, de l’ordre de 0,06 kWh/m3. L’énergie nécessaire à l’épuration des effluents liquides dépend de la nature et de la concentration des polluants présents. L’étape d’aération au cours du traitement primaire est prédominante, elle est de l’ordre de 0,2 kWh/m3. Les éliminations poussées du carbone, de l’azote et du phosphore sont également très énergivores et représentent environ 0,9 kWh/m3. La Figure 7 synthétise l’ensemble des diverses consommations énergétiques tout au long du cycle de l’eau. Selon les cas de figure, le captage, la potabilisation, la distribution, la collecte et l’épuration d’un mètre cube nécessitent entre 1,8 et 9,5 kWh [12].

3.2. Économiser… produire de l’énergie dans le cycle de l’eau Il existe trois angles d’attaque pour réaliser des économies

Eau et énergie sont indissociables

Consommation électrique (kWh/m3)

6

5

4

3

2

1

0 t n n io or io ut sp at b s n i i l a bi str Tr ta Di Po

n s t n ire ée tio io en na ra at tiv m t a c l c r e i b F it ifi sa ra itr em ue ét tn m Pr e Bo r es eu ct ivé éa ct r a o s Bi ue Bo

d’énergie dans le cycle de l’eau : − économiser l’eau : toute réduction de la consommation en eau se traduit par une économie d’énergie ; − augmenter l’efficacité dans chacune des opérations liées au cycle de l’eau ; − utiliser les « ressources » présentes dans l’eau usée comme la chaleur résiduelle, les nutriments, produire du biogaz… Au cours des dernières années, le concept de station d’épuration à énergie positive s’est fortement développé. Les stations d’épuration deviennent ainsi potentiellement des plateformes environnementales qui peuvent produire une partie de l’énergie nécessaire aux éco-cités de demain, réduisant ainsi leur empreinte écologique. Au niveau mondial, le nombre de stations d’épuration muni-

R

la yc ec

ge

re ât

m au

s

au

d nt

’e td

m

ale

s es

D

cipales auto-suffisantes en énergie s’accroît sans cesse. En général, le biogaz produit lors de la digestion des boues alimente une cogénération. En cas de pic de demande d’énergie, l’électricité est fournie par le réseau ; inversement, en cas de surproduction, l’excès d’électricité est injecté sur le réseau. L’expérience australienne montre que le surplus d’électricité produit par la station d’épuration représente de l’ordre de 6 à 7 % de ses besoins propres [15]. Suez Environnement recherche systématiquement dans ses nouveaux projets à maximiser l’utilisation du potentiel énergétique du biogaz dans un contexte d’énergie chère et de besoin de diversification des sources. À titre d’exemple, la consommation énergétique de la station d’épuration de Mapocho au Chili a été réduite à 0,33 kWh/m3 traité. 60 % de l’électricité utilisée

m

le

sa

s De

u

’ea

e

en

er

de

m

n io at ér p cu Ré

u ea

e ui pl e d

Figure 7 Besoins en électricité dans le cycle de l’eau.

111

Chimie et enjeux énergétiques 112

sur la station sont produits à partir de ses ressources au travers de la cogénération de biogaz, ce qui permet d’éco-

nomiser 4 600 tonnes de CO2 chaque année grâce à une réduction du volume de boues produites (- 26 %).

L’importance de la recherche et développement Dans un tel contexte, la recherche et le développement jouent un rôle essentiel. En effet, pour garantir la durabilité des cycles de l’eau et de l’énergie, il faut développer de nouveaux procédés et de nouvelles technologies, d’une part, pour réduire la consommation d’eau tout au long de la chaîne de valeur de la production d’énergie et, d’autre part, pour réduire la consommation d’énergie dans les diverses applications liées au cycle de l’eau. Quatre grands axes de recherche sont nécessaires pour maîtriser la consommation d’eau dans le secteur de l’énergie, ils ont pour objet : – d’anticiper et de réduire l’impact du réchauffement climatique sur les unités de production d’électricité ; – d’utiliser de plus en plus des sources d’eau « dégradée » pour l’alimentation en eau de refroidissement ou d’eau ultra-pure ; – de développer de nouveaux concepts pour les systèmes de refroidissement ; – de développer de nouvelles molécules chimiques « vertes » nécessaires au cours des diverses étapes du cycle de l’énergie, de l’extraction des combustibles, au fonctionnement des circuits de refroidissement en passant par la protection contre la corrosion. On peut identifier trois axes principaux pour réduire la consommation d’énergie dans le cycle de l’eau : – développer de nouveaux concepts de stations d’épuration permettant de limiter au maximum

Eau et énergie sont indissociables

la consommation énergétique (récupération de chaleur, moteurs à vitesse variable, optimisation de l’oxygène…) et produire de l’électricité à partir du biogaz ; – mettre au point des membranes d’ultra-filtration et d’osmose inverse moins énergivores ; – identifier tous les moyens de récupération de l’énergie de pression au sein des procédés.

Références [1] World Energy Council (2010). [2] IEA (2011) – World Energy outlouk 2011, International Energy Agency, Paris Cedex 15, France – www.iea.org/textbase/npdf/free/2011/key_word_energy_stats.pdf [3] IHA (2011) – International Hydropower Association, 2011 activity report – www.hydropower.org/ downloads/activityreports/2011_Activity_Report-web.pdf [4] WEC Scenarios 2007 – updated in 2009. [5] UNESCO – IHE 2008. [6] World Energy Council (2010) – Water for Energy. World Energy Council, London, UK, ISBN: 9780-946121-10 [7] DOE-NETL (2008) – Estimating Freshwater Needs to Meet Thermoelectric Generation requirements. National Energy Lab. Report, 2008. Available at www.netl.doe.gov [8] GLEICK (1994) – Water and Energy. Ann Rev Ener Environ 19: 267-299. [9] DOE (2006) – Energy Demands on Water Resources: Report to Congress on the Interdependencies of Energy and Water. [10] Lingsten et al. (2008) – Description of the Current Energy Use in Water and Wastewater Systems in Sweden. SWWA, Stockholm [11] Kenway et al. (2008) – Energy use in the Provision and Consumption of Urban water in Australia and New Zealand. CIRSO: Water for a Healthy Conutry Nationa Research Flagship? [12] WssTP (2011) – Water and Energy. Strategic Vision and Research Needs – www.wsstp.eu [13] Water 2001 (April 2012) [14] United Nations Development Program 2006. [15] O. Nowak, S. Keil, C. Fimml (2011) – Examples of energy self-sufficient municipal nutrient remova. Water Science & Technology 64(1): 1-6 113

7KLVSDJHLQWHQWLRQDOO\OHIWEODQN

des

carburants et des

biocarburants

Sophie Jullian est directrice scientifique de l’IFPEN (Institut français du pétrole énergies nouvelles).

1

Le contexte énergétique

1.1. Les enjeux pour la planète et ses habitants Notre société occidentale doit continuer à satisfaire les besoins et les usages auxquels elle ne saurait renoncer, dont la mobilité, tout en respectant les enjeux énergétiques abordés dans cet ouvrage et qui sont notamment : − réduire la dépendance visà-vis des énergies fossiles et diversifier les ressources (mix énergétique) ; − contrôler le réchauffement climatique et les rejets de gaz à effet de serre. Et cela, malgré les prévisions peu optimistes, rappelées sur la Figure 1.

1.2. Les enjeux pour les transports La demande énergétique liée à la mobilité est forte et restera en forte croissance ; elle est supérieure à la demande en électricité (Figure 2). Elle est fortement liée au PIB et a un impact élevé sur l’émission des gaz à effet de serre. Par ailleurs, nous avons structuré nos sociétés occidentales autour d’une solution quasi unique basée sur les ressources fossiles : le pétrole et le charbon. Ce point essentiel est important dans la réflexion que nous devons mener pour mettre en place la transition et les mix énergétiques. Nous sommes habitués à raisonner avec cette solution unique alors que, comme il est montré dans le

Sophie Jullian

enjeux de la R&D en chimie pour le domaine Les

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 1

Émissions de CO2 2008/35 : + 21 %

Demande mondiale en énergie 2008/35 : + 36 %

Les défis pour l’énergie. Source : AIE WEO 2010, Nouvelles politiques

2015, 2040... ? + 1,2 %/an

+ 0,7 %/an

16,7

+ 1,9 %/an

29 21

8,7

Millions de tonnes équivalent pétrole

1990 2008 2035 Gt équivalent pétrole

Une demande en croissance forte pour la mobilité.

1990 2008 2035 Gt

1970

2010

2100

3 500 3 000

2030

2 500 2 000

2000

1 500 1 000

1971

500 0 0

20 000

60 000 80 000 40 000 PIB (milliards de $ 1995) Mobilité

Chapitre de P. Criqui, il n’y aura pas de solution unique pour l’avenir : la transition énergétique sera un mix. Cela est particulièrement vrai dans le secteur des transports où l’on cumule les difficultés, par comparaison avec le secteur électrique où, grâce au charbon, le problème des ressources ne se posera pas dans les prochaines années et où les efforts seront essentiellement à réaliser dans les domaines suivants : − dans le domaine de l’environnement pour limiter les émissions des centrales ; 116

35

+ 1,9 %/an

12,2

Figure 2

Pic du pétrole ?

− dans les investissements qui représenteront la moitié

100 000

120 000

Demande en électricité

de la totalité du secteur énergétique. Néanmoins, il faudra prendre en compte, dans la réflexion pour la France, la spécificité de notre parc électrique nucléaire et les investissements importants qui ont été réalisés. Le cas sera différent pour la Chine, dont l’électricité provient majoritairement du charbon, et pour laquelle le facteur à considérer sera l’impact important sur l’émission des gaz à effet de serre qui en résulte. Dans le secteur des transports, les enjeux seront : − diversifier les sources : charbon, gaz, biomasse…

− dans un souci d’efficacité, prolonger les ressources finies dans des conditions économiquement acceptables. Quels seront les impacts qui en résulteront sur les technologies et la formulation des carburants ? De multiples sources et filières énergétiques sont possibles dans le secteur des transports, et le mix variera d’un pays à l’autre ; il n’y a pas une solution unique pour répondre aux besoins de la société future (Figure 3). Il ne faut pas oublier que l’énergie que nous utilisons est essentiellement d’origine solaire, soit via la photosynthèse à travers la rupture de

la liaison moléculaire, soit via la création de la matière à travers la rupture des liaisons au sein de l’atome. Dans toutes les recherches de vecteurs énergétiques pour l’avenir, il faudra veiller à ne pas déplacer le problème vers l’amont ou vers l’aval, et se poser toujours la question de la source primaire et de sa disponibilité (Figure 3). Pour ce qui concerne les problèmes environnementaux, il faut rappeler et tenir compte d’un principe de base de la thermodynamique : toute utilisation d’énergie, étant créatrice d’entropie, a un impact sur les écosystèmes : même l’énergie hydraulique a un impact sur les eaux de rivières, d’où l’importance de la sobriété énergétique, rappelée dans le Chapitre de J.-C. Bernier. Le mieux est donc de diminuer la consommation d’énergie si l’on

Figure 3 De multiples sources et filières énergétiques sont possibles dans le domaine des transports.

Les enjeux de la R&D en chimie pour le domaine des carburants et des biocarburants

− protéger l’environnement en réduisant les émissions de gaz à effet de serre (CO2, CH4, N2O) et la pollution locale (CO, HC, NOx, les particules, O3) ;

117

Émission de CO2 (g/km)

Chimie et enjeux énergétiques

200 1,4 %/an

190 180 170 160 150

2008

140 3,3 %/an

130

2012 120 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 Année Essence

Figure 4 Émissions moyennes de CO2 dans l’Europe des quinze.

Diesel

Tous

veut en minimiser les impacts (Figure 4). Notre société actuelle est structurée sur la base d’une énergie facile, dense, peu coûteuse, mais nous devons maintenant revoir cette base. Comme il est montré dans le Chapitre de B. Bigot, à l’horizon 2050, nous utiliserions encore 50 % d’énergies fossiles. Mais si l’on veut que cette utilisation soit privilégiée d’abord dans les domaines où ces énergies sont le plus difficile à remplacer – c’est le cas du transport, et notamment des carburants liquides – , et si l’on veut abaisser l’impact de cette utilisation sur l’environnement, que ce soit pour des questions de gaz à effet de serre ou de pollution locale, nous aurons besoin de chimie pour réussir les évolutions nécessaires.

2

Les carburants devront donc évoluer afin de permettre un fonctionnement optimal des technologies de combustion : − le contexte réglementaire sur la qualité des carburants imposera des contraintes de formulation de plus en plus strictes ; − les nouveaux modes de combustion imposeront la mise au point de formulations évoluées. Des solutions alternatives seront mises en place : gaz naturel, biocarburants, carburants synthétiques… Des travaux importants à forte composante chimique devront être conduits pour produire des carburants de plus en plus propres et optimisés de façon à ce que la récupération d’énergie pour la mobilité soit la plus efficace possible. Pour concevoir ces nouveaux carburants à partir des sources traditionnelles, il faudra purifier les sources : les chimistes qui travaillent dans le domaine de la catalyse, de l’analyse, ainsi que les physico-chimistes, joueront un rôle majeur dans l’évolution des carburants traditionnels.

Les carburants : enjeux pour la R&D

2.1. Développer de nouvelles technologies

118

brûlés dans un moteur thermique, même si les moteurs hybrides se développent. Les schémas cinétiques de combustion devront être optimisés de façon à réduire les sources de pollution, éviter la formation de suie et les émissions de particules en sortie, etc.

Nous aurons toujours besoin de carburants pour les transports dans les prochaines années. Les carburants liquides seront

2.2. Réduire les sources de pollution La désulfuration de l’essence et du diesel est un bon exemple de ce qui peut être réalisé. Les normes européennes ont beaucoup évolué

diminuent l’empoisonnement des catalyseurs de postcombustion automobile (pots catalytiques) et donc améliore leur durabilité ; ils réduisent notamment le taux d’amorçage et la désactivation, et la régénération est facilitée.

Les contraintes sont identiques dans le cas du gazole. La Figure 5B montre que la teneur limite autorisée a été divisée par cinquante en quinze ans, pour être maintenant inférieure à 10 ppm.

Aujourd’hui, on observe une accélération des progrès en R&D grâce à la chimie computationnelle : on est aujourd’hui capable de concevoir, de représenter les molécules, de représenter les interactions entre atomes, et donc de regarder quelle est l’énergie nécessaire pour supprimer une liaison, en créer une autre, couper une liaison, raccrocher d’autres molécules… Ce qui permet d’évaluer plus rapidement la faisabilité de nouvelles réactions, de nouveaux catalyseurs et de nouveaux procédés.

Les enjeux de la R&D en chimie pour le domaine des carburants et des biocarburants

dans ce domaine, y compris en ce qui concerne les fiouls de soute. Les teneurs en soufre des essences européennes sont maintenant limitées à 10 mg/kg (10 ppm). Cette contrainte a un fort impact sur les émissions en SO2 et en H2S des véhicules. L’évolution des teneurs en soufre autorisées dans les essences en Europe est reportée sur la Figure 5A. Elle a nécessité une forte activité de R&D dans le domaine de la mise au point de catalyseurs et de procédés d’hydrotraitement pour la désulfurisation. Cet effort se poursuit puisqu’on évolue vers des essences sans soufre.

Une nouvelle gamme de catalyseurs permettant de respecter les nouvelles normes pour les essences a été mise au point en 2011. Dans la production de diesel et de kérosène, les progrès en activité et en stabilité des catalyseurs d’hydro-désulfurisation ont été considérables et permettent aussi de réduire le coût des opérations de raffinage.

Ces contraintes sur les carburants ont eu une action bénéfique directe sur les émissions des véhicules : elles ont permis de diminuer la pollution sulfurique et la masse des particules émises. L’impact est aussi bénéfique sur le plan indirect puisque les carburants sans soufre A

Figure 5 Évolution des teneurs en soufre autorisées en Europe dans les essences (A) et le gazole (B).

B Teneur en soufre (ppm)

1 200 1 000

1 200 1 000

1 000

800

800

600

500

600

500

400

500

400

200

200

150 50

0 1993

1995

1996

2000

350

2005

10

50

0

2009 Année d’introduction

1996

2000

2005

10

2009

119

Chimie et enjeux énergétiques

Gaz (CH4)

Gaz naturel pour véhicule

Charbon

Biomasse Acide acétique Formaldéhyde

SYNGAS (CO + H2)

Synthèse Fischer-Tropsch gaz -> liquide

Diesel ultra-propre Carburant aviation Lubrifiants Alpha oléfines

Méthyl t-butyléther Carburants/ Additifs

Méthanol Hydrogène

Piles à Ammoniac combustible Carburant vert

Diméthyléther

Urée Géneration de puissance

Figure 6 Chimie et filières alternatives en vue de diminuer les rejets de gaz à effet de serre.

Gasoil Substitut au gaz de pétrole liquéfié

Les filières alternatives

3

L’enjeu du développement des fi lières alternatives dans le domaine du carburant est la diminution des gaz à effet de serre (Figure 6).

Figure 7

Oléfines Polypropylène Acrylonitrile Polyéthylène Éthylèneglycol Alpha-oléfines

Les perspectives de développement du marché des carburants alternatifs sont illustrées sur la Figure 7. On s’attend à un accroissement de la demande de 8 à 9 % des carburants terrestres sur la base de la source primaire d’énergie,

5,0 Millions de barils par jour équivalent pétrole

Perspectives du marché des carburants alternatifs. Source : Axens estimates, mai 2011.

Piles à combustible

4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0 2005

2011 2015 2020 2025 2030 est. est. est. est. est. Charbon liquide + liquéfaction directe du charbon Gaz transformé en liquide Éthanol 2e génération Biodiesel à partir de la biomasse transformée en liquide Éthanol 1re génération Biojet (huile végétale hydrogénée) Biodiesel (ester méthylique d’acides gras + huile végétale hydrogénée)

120

2006

LES PRINCIPALES OPTIONS POSSIBLES DE BIOCARBURANTS

3.1. Des perspectives pour les biocarburants

Huile végétale pure

Les principales options possibles pour les biocarburants sont résumées dans l’Encadré « Les principales options possibles de biocarburants ».

Les biocarburants liquides Éthanol/ETBE (éthyle t-butyléther) Biodiesel : esters d’acides gras Huile végétale hydrogénée (NexBtl…) Biodiesel à partir de la biomasse transformée en liquide Autres produits (bio butanol, DES…) Les biocarburants gazeux

3.2. Classement des biocarburants

Biogaz

Selon l’évolution des stratégies de recherche, les biocarburants ont été classés en générations.

H2

DME (diméthyléther)

3.2.1. Génération 1 La génération 1 est issue de plantes qui ont un contenu énergétique et sont facilement accessibles, puisque c’est en partie celles que nous utilisons pour nous nourrir (Figure 8). Comme largement décrit dans le Chapitre de J.-F. Rous, nous avons développé en France la fabrication des biodiesels surtout à partir de l’huile de colza, en utilisant une chimie traditionnelle basée sur des procédés catalytiques hétérogènes et homogènes, et des technologies de séparation et de distillation. En dehors de l’huile de colza, la matière première est en concurrence avec le marché de l’alimentaire, et le volume produit est limité, ce qui limite l’intérêt de ces biocarburants. Par ailleurs, il faut veiller à ce que les procédés de transformation de la biomasse pour une fonction d’usage consomme le moins d’énergie possible, le bilan global de l’énergie disponible à l’issue

de la transformation devant rester positif. 3.2.2. Génération 2 La génération 2 est intéressante car elle se développe à partir des déchets, ceux du type ligno-cellulosique comme le bois, l’herbe, les résidus agricoles et forestiers, toute la biomasse dont le contenu énergétique est plus difficilement accessible pour l’alimentation humaine.

Les enjeux de la R&D en chimie pour le domaine des carburants et des biocarburants

d’ici 2013. Et si l’on prend en compte l’accroissement de la demande en carburant, cela pourrait atteindre 25 %.

Deux voies sont utilisées pour leur transformation (Figure 9) : − la voie thermochimique utilise des procédés hautes températures permettant de séparer le carbone et l’hydrogène pour conduire à un mélange de gaz de synthèse ; ils sont ensuite recombinés en vue de reconstruire les molécules de carburants, comme dans un lego, à l’aide des synthèses de type Fischer Tropsch (voir le Chapitre de J.-F. Rous). Mais

121

Chimie et enjeux énergétiques

Betterave Canne à sucre Fermentation Mélange à l’essence

Sucres Éthanol Blé, maïs, pomme de terre

ETBE Amidon

Transestérification

EMHA EEHV EMHV

Mélange au gazole

Huile de colza Huile de tournesol Esters d’huiles végétales ou biodiesel

HVO : NexBtL, procédé Vegan™

Figure 8 Biocarburants de 1re génération : leur volume limité et ils entrent en concurrence avec le marché de l’alimentaire. EMHA = ester méthylique d’huile animale ; EEHV = ester éthylique d’huile végétale ; EMHV = ester méthylique d’huile végétale ; HVO : huile végétale hydrogénée (hydrogenated vegetal oil). Source : IFPEN.

122

actuellement, le bilan énergétique n’est pas satisfaisant. Il y a des enjeux de recherche très importants pour rendre ces procédés de transformation de la matière moins coûteux en énergie : ces recherches porteront sur les catalyseurs, mais aussi sur l’amélioration des procédés (Figure 10) ; − la voie biochimique basse température utilise la catalyse enzymatique pour transformer la biomasse en sucre qui, par fermentation, conduit à l’éthanol dit de deuxième génération (Figure 9). Cette voie pose moins de contraintes de tailles d’installations. Il faut cependant réaliser préalablement une hydroliquéfaction par pyrolyse pour séparer la lignine de la cellulose et de l’hémicellulose (Figure 11). La cellulose est ensuite hydrolysée en glucose via une réac-

tion de catalyse enzymatique ; le glucose est transformé en méthanol par fermentation puis récupéré par distillation. L’hémicellulose issue cette voie peut être valorisée et transformée en gaz de synthèse. Si l’on compare les différentes voies de production des biocarburants, les procédés biochimiques apparaissent plus intéressants car moins consommateurs en énergie. Si nous établissons le bilan actuel, les biocarburants de première génération – utilisant le sucre, les céréales, les huiles végétales – ont permis, via des filières classiques, de fabriquer de l’éthanol et du biogaz utilisés dans les moteurs essence, ainsi que du biodiesel à partir d’huiles végétales hydrogénées, utilisé dans les moteurs diesels.

Cultures dédiées (taillis à croissance rapide)

Synthèse

Voie thermochimique Gaz de synthèse

(gazéification)

Hydrocarbures

Mélange au gazole

Fermentation Voie biochimique

Mélange à l’essence

Sucres

(hydrolyse enzymatique)

Éthanol

Voie thermochimique : différents produits possibles à partir du gaz de synthèse (y compris carburants d’aviation) Voie biochimique : moins de contraintes de taille d’installation possibilité d’une ligne dédiée au sein d’une éthanolerie G1

Figure 9 Les filières biocarburants de 2e génération. Les deux voies pour la transformation de la biomasse lignocellulosique et les résidus agricoles et forestiers. Source : IFPEN.

Les enjeux de la R&D en chimie pour le domaine des carburants et des biocarburants

Résidus agricoles (pailles) et forestiers

Figure 10 Biocarburants de 2e génération. L’un des enjeux pour la chimie est d’abaisser les températures des procédés de transformation.

Température (°C) 1 400

Gaz de synthèse (CO, H2, CO2, CH4)

Gazéification

Synthèse Fischer-Tropsch d’hydrocarbures (PCShydrocarbures = 44 MJ/kg)

700 Liquéfaction Thermo-chimique Résidus agricoles (pailles) et forestiers

500

Upgrading Pyrolyse rapide (PCShuile de pyrolyse = 20 MJ/kg)

Mise en œuvre catalytique 300 Quelles sont les réactions pertinentes à catalyser ? Cultures dédiées (taillis à croissance rapide)

Voie Biochimique < 100 Extraction des sucres fermentiscibles

Fermentation alcoolique

Bioéthanol

Mélange à l’essence

(PCSéthanol = 30 MJ/kg)

123

Chimie et enjeux énergétiques

Gazéification : CO + H2

15 %-25 % Lignine

23 %-32 % Hemicellulose

38 %-50 % Cellulose

Hémicellulose

Cellulose

Pyrolysehydroliquéfaction Lignine

Sucre : hydrolyse enzymatique et fermentation (éthanol)

Figure 11 Éthanol de seconde génération : la voie biologique. Le procédé consiste en : un prétraitement pour isoler la cellulose, une hydrolyse (cellulose en glucose), une fermentation et une distillation.

LES FILIÈRES CLASSIQUES

Huile de colza Huile de tournesol

Esters d’huiles végétales ou biodiesel

Transestérification

Mélange au gazole

Betterave Canne à sucre Fermentation

Mélange à l’essence

Sucres Blé, maïs, pomme de terre

Amidon

Éthanol

LES FILIÈRES DU FUTUR

Résidus agricoles (pailles) et forestiers

Cultures dédiées (taillis à croissance rapide)

Synthèse

Voie thermochimique Gaz de synthèse

(gazéification)

Hydrocarbures

Fermentation Voie biochimique

Mélange à l’essence

Sucres

(hydrolyse enzymatique)

Mélange au gazole

Éthanol

Figure 12 Les principales voies pour la production de biocarburants. 124

Source : IFPEN.

− de l’éthanol, du bio-butanol, du biogaz et de l’hydrogène,

utilisables dans les moteurs essences ; − du biodiesel à partir de la biomasse transformée en liquide (BtL), et du diméthyléther utilisable dans les moteurs diesel ; − de la BtL, de l’hydrogène et des alcools lourds utilisables dans l’aviation.

Les défis scientifiques et techniques pour l’avenir des biocarburants

Figure 13

En plus des enjeux pour les chimistes évoqués dans ce chapitre et concernant la fabrication des biocarburants, il ne faut pas oublier d’autres enjeux directement liés à la question des matériaux pour alléger les véhicules et à

Émissions du puits à la roue des carburants alternatifs en fonction de l’énergie consommée. Un important défi scientifique et technique à relever pour les carburants. Source : Étude EUCAR/JRC/ CONCAWE, 2005

400

sans dégrader les usages ni le coût

essence et gazole

200

ref gas.2002 100 GNV 0 Bio-diesel

Éthanol

BtL ref gas.2002

Émissions GES WtW (g CO2/100 km)

300

Les enjeux de la R&D en chimie pour le domaine des carburants et des biocarburants

Ces biocarburants sont peu utilisables dans l’aviation. Les biocarburants de deuxième génération utilisant le bois et les déchets sont ceux dont les filières de production seront développées dans le futur (Figure 12) pour produire :

–100

–200

0

100

200

300

400

500

600

Énergie WtW (MJ/100 km) Essence Gazole GPL Gaz naturel comprimé Biogaz comprimé

Éthanol de betterave sucrière Éthanol de blé Éthanol de cellulose Éthanol de canne à sucre Méthyl t-butyléther/éthyl t-butyléther

Biodiesel Diesel de synthèse à partir de gaz naturel Diesel de synthèse à partir de charbon Diesel de synthèse à partir de bois Diméthyléther à partir de gaz naturel

Diméthyléther à partir de charbon Diméthyléther à partir de bois

125

Chimie et enjeux énergétiques 126

la compatibilité de ces nouveaux matériaux (plastiques, métalliques, revêtements) avec les nouveaux carburants. Pour tous ces différents points, notamment pour la nouvelle génération attendue de matériaux, il faudra prendre en compte le cycle de vie et les enjeux liés à la biodégradabilité et au recyclage. De nouvelles familles d’additifs pour améliorer la stabilité et éviter les encrassements devront être mis au point. Par ailleurs, nous travaillons dans un contexte mondial et les solutions à trouver devront être partout applicables. La Figure 13 permet de classer les carburants en fonction des deux paramètres importants dans les choix pour l’avenir : les émissions de CO2 (de la source jusqu’à l’utilisation finale) et l’énergie consommée, qui doivent être le plus faible possible. Les enjeux fondamentaux à résoudre sont donc ambitieux, nombreux, complexes mais motivants, et ne pourront être atteints que par une approche internationale plurielle et innovante.

et sa

dans

François Drain est ingénieur de l’École de génie chimique de Nancy et travaille à AREVA depuis 1973. Il est actuellement directeur de l’unité d’expertise d’innovation pour la direction « ingénierie et projet » d’AREVA.

La chimie et la production d’électricité nucléaire

1

Quand on parle du nucléaire, on pense d’abord à la physique ; ainsi la radioactivité est un phénomène purement physique et Marie Curie a été d’abord prix Nobel de physique. Cependant, pour pouvoir isoler le radium, il a fallu d’abord de très fortes compétences en chimie, et Marie Curie a d’ailleurs obtenu le prix Nobel de chimie en 1911, huit années après son prix Nobel de physique (Figure 1). On trouve la chimie à tous les étages (Figure 2) de la mise en œuvre de l’énergie nucléaire [1], peut-être moins d’ailleurs

dans le réacteur lui-même que dans les opérations annexes. Il faut citer d’abord l’extraction de l’uranium de la mine, puis la conversion de l’uranium pour fabriquer l’UF6 qui va permettre les opérations d’enrichissement isotopique ; ensuite vient la fabrication du combustible destiné à être « brûlé » dans le réacteur. Après la sortie du combustible usé du réacteur, viennent les transformations effectuées dans les usines de retraitement comme celle de La Hague (site proche de Cherbourg) ou celle construite au Japon (en partie avec un transfert de technologie d’AREVA) qui permettent recycler le plutonium et l’uranium.

François Drain

chimie R&D l’industrie nucléaire La

Chimie et enjeux énergétiques

B

A Figure 1 A. Tableau des éléments chimiques faisant ressortir la série des lanthanides (terres rares) et celle des actinides. Les éléments cerclés de rouge ont été découverts en 2000 pour l’élément 116 et 2006 pour l’élément 118. B. Marie Curie a mis au point les techniques séparatives qui lui ont permis d’isoler l’élément radium. Elle a obtenu le prix Nobel de physique en 1903 puis de chimie en 1911. Photo Marie Curie Source : Musée Curie (coll. ACJC)

Figure 2 Dans le nucléaire, on trouve de la chimie à tous les étages !

La chimie intervient à nouveau à des stades ultérieurs des opérations, pour remettre les sites en état après leur fermeture.

2 128

Le traitement des minerais d’uranium

Les techniques d’extraction du minerai d’uranium de la mine à l’aide d’excavatrices ou autres machines sont du ressort de l’industrie mécanique,

mais il faut ensuite traiter par la chimie le minerai brut (opérations désignées en rouge sur la figure 3). Enfin, en fin de vie d’une mine (c’est entre autres le cas en France pour les mines de Bessines et de Lodève), on doit procéder à la réhabilitation du site, opération qui fait appel partiellemennt à la chimie. La première opération du traitement des minerais d’ura-

Techniques minières

Traitement des minerais

Réhabilitation

Chercher Développer Extraire

Purifier Concentrer

La chimie et sa R&D dans l’industrie nucléaire

Exploration

Réhabiliter

le remonter vers l’usine. Dans le cas de minerais plus riches (exemple du Canada), on va utiliser le procédé de lixiviation en cuve ou en réacteur (à gauche sur la figure) ; dans le cas intermédiaire de concentrés de faible teneur (exemple de la mine d’Imouraren en cours de démarrage au Niger), on fait une « lixiviation en tas ». Dans cette technique, on étale le minerai sur des tas de plusieurs

nium est la lixiviation (Figure 4) – c’est-à-dire la mise en solution de l’uranium. La mise en œuvre dépend de la géologie du terrain et de la richesse du minerai. Sur la droite de la Figure 4, ISR désigne la technique In Situ Recovery actuellement mise en œuvre au Kazakhstan dans laquelle on injecte directement dans le sol la solution de lixiviation pour dissoudre l’uranium et

concassage

Figure 3 Le traitement des minerais d’uranium, un des métiers du cycle industriel de la mine.

Figure 4 Les opérations du traitement des minerais d’uranium. L’aboutissement de ces opérations est le yellow cake, mélange d’oxydes d’uranium.

concassage

broyage

Lixiviation en cuve

lixiviation

lixiviation en tas

séparation s/L

séparation s/L

Amines tertiaires

In Situ Recovery (ISR)

extraction liquide-liquide précipitation

Yellow cake

NaOH, MgO, NH4OH, H2O2

séparation s/L séchage/calcination Lixiviation en tas

enfûtage

U 3O 8, MgU2O7,Na2U2O7, (NH4)2U2O7

129

Chimie et enjeux énergétiques

centaines de mètres de long et plusieurs dizaines de mètres de haut que l’on arrose au goutteà-goutte par une solution de lixiviation ; celle-ci dissout peu à peu l’uranium et quelques autres produits et les conduit vers l’unité de purification. L’étape de purification de l’uranium qui suit se fait par extraction liquide-liquide. Cette technique consiste à mettre en contact une solution aqueuse (qui contient l’uranium et quelques autres produits) avec un solvant organique (en génér al à base d’amines ter tiaires). L’uranium extrait sélectivement (avec parfois quelques impuretés) dans ce solvant est concentré puis, après précipitation, récupéré sous forme d’oxyde et envoyé dans les usines de purification finale sous la forme de yellow cake, mélange d’oxydes d’uranium.

Les opérations de traitement du minerai d’uranium sont résumées dans l’Encadré « Le traitement des minerais d’uranium ». On utilise souvent de l’acide sulfurique pour la lixiviation, à des températures variables (entre 30 et 65°) et des temps variables (de 3 à 10 heures). La purification par extraction se fait le plus souvent dans des grands mélangeurs-décanteurs (ils peuvent atteindre plusieurs dizaines de mètres) qui utilisent des amines comme extractants. Une réextraction – au carbonate par exemple – permet de récupérer l’uranium à peu près pur. Les impuretés restantes (molybdène, tungstène, vanadium, arsenic, zirconium), seront ensuite éliminées pour arriver à la pureté nécessaire pour l’utilisation en réacteur nucléaire.

LE TRAITEMENT DES MINERAIS D’URANIUM DES OPÉRATIONS CHIMIQUES – LA VOIE ACIDE Lixiviation avec l’acide sulfurique (T = 30-65 °C, t = 3-10 heures) − Oxydation : UO2 + 2Fe3+ → UO22+ + 2 Fe2+. − Complexation : UO22+ + 3 SO42– → UO2(SO 4)34–. Très bon rendement (U résiduel < 70 g/t), mais faible sélectivité. Purification par extraction liquide-liquide avec des amines tertiaires − Extraction : H+ + HSO 4– + 2R 3NORG → (R 3NH)2SO 4 ORG UO2(SO 4)34– + 2(R 3NH)2SO 4 ORG → (R 3NH)4UO2(SO 4)3 ORG + 2SO42– − Réextraction : (R 3NH)4UO2(SO 4)3 ORG + 5 Na2CO3 → 4R 3NORG + Na4[UO2CO3] + 3Na2SO 4 + 2CO2 + 2H2O La présence des impuretés formant des complexes anioniques (Mo, W, V, As, Zr…) peut conduire à : − une augmentation de la consommation d’extractant ; − l’existence des étapes supplémentaires de purification en aval du procédé. 130

La purification des concentrés miniers

L’opération suivante est la purification des concentrés miniers (Encadré : « La purification des concentrés miniers . Des opér ations chimiques ! »). Elle est mise en œuvre en France par AREVA dans des unités sises à Narbonne (Malvési) dans le département de l’Aude et à Pierrelatte (Drôme). On dissout les concentrés avec de l’acide nitrique puis on purifie par extraction liquide-liquide dans des colonnes agitées. Le solvant, sélectif de l’uranium, est le tributylphosphate (TBP) (que l’on utilise aussi pour les opérations de retraitement) qui permet d’atteindre la pureté voulue.

4

La conversion de l’uranium

La conversion de l’uranium désigne l’ensemble des opérations qui conduisent du mélange d’ox yde issu du traitement du minerai au tétrafluorure d’uranium puis à l’hexafluorure d’uranium, la forme gazeuse utilisée pour réaliser l’enrichissement isotopique. Suivant les opérations dans l’ordre chronologique (Figure 6), on rencontre, après la dissolution et la purification déjà décrites, la dénitration. Celle-ci se fait actuellement par un procédé chimique qui produit des sels mais une technique de dénitr ation thermique est en développement. Dans cette technique,

La chimie et sa R&D dans l’industrie nucléaire

3

LA PURIFICATION DES CONCENTRÉS MINIERS – DES OPÉRATIONS CHIMIQUES ! Dissolution avec l’acide nitrique Concentré minier + HNO3 → UO22+ + NO3– → UO2(NO3)2 · H2O Purification par extraction liquide-liquide avec tributylphosphate (TBP) (Figure 5) − extraction : UO2(NO3)2 · H2O + 2 TBP ORG → [UO2(NO3)2 · (TBP)2]ORG − réextraction : [UO2(NO3)2 · (TBP)2]ORG + H2O → UO2(NO3)2 · H2O + 2 TBP ORG Figure 5 Colonnes d’extraction des composés miniers.

131

Chimie et enjeux énergétiques

TBP HNO3

U 3O 8, MgU2O7,Na2U2O7, (NH4)2U2O7

dissolution

électrolyse KF.2HF fluoration

extraction liquide-liquide

F2

dénitration thermique

UO3

HF

H2

hydrofluoration UF4

UO2

réduction

UF6

Figure 6 Les différentes opérations à mettre en œuvre pour la conversion de l’uranium de la forme oxyde issue du traitement du minerai à la forme hexafluorure nécessaire pour réaliser la séparation isotopique.

132

la solution de nitrate d’uranyle se décompose sous l’effet de la température, et produit des vapeurs nitreuses et de l’oxyde UO 3 que l’on utilise pour la suite des opérations. Les vapeurs nitreuses sont recombinées sous forme d’acide nitrique, qui sera réutilisé à la dissolution. L’UO3 est ensuite réduit par de l’hydrogène en dioxyde UO2, puis attaqué par l’acide fluorhydrique qui le transforme en tétrafluorure UF4. Pour les opérations d’enrichissement isotopique (voir plus loin), on utilise l’hexafluorure d’uranium, UF6 qui a la propriété d’être gazeux à une température à peine supérieure à la température ambiante. L’UF6 est produit à partir de l’UF4 par contact avec le fluor dans un réacteur à fl amme ; dans une tour verticale d’une dizaine de mètres de hauteur, on injecte en haut l’UF4 et le fluor, on obtient une fl amme d’UF6 et on récupère ce dernier en bas de la tour.

L’enrichissement de l’uranium. Fabrication du combustible

5

L’enrichissement (ou séparation isotopique) de l’uranium consiste à modifier les concentrations relatives des deux espèces isotopiques 235 UF6 et 238UF6. La concentration naturelle est d’environ 0,7 % du premier et 99 % du second ; pour l’utilisation de l’uranium en réacteur, on doit avoir de 3 % à 5 % du premier et donc de 97 % à 95 % d’isotope 238. Cette opération se réalise soit par « diffusion gazeuse », soit par « centrifugation ». L’usine d’Eurodif par diffusion gazeuse a été arrêtée en 2012 et remplacée progressivement par l’usine dite GB2 (Georges-Besse 2) qui a démarré en 2010 à Pier rel at te. Elle dev r ait atteindre sa pleine capacité dans quelques années. L’avantage de la centrifugation par rapport à la diffusion

Après enrichissement, l’uranium, transformé en oxyde, est conduit dans les usines de fabrication du combustible (comme l’usine AREVA de Romans) où l’on engaine l’oxyde d’uranium fritté dans des tubes en zirconium pour utilisation dans le réacteur producteur d’électricité.

Traitement du combustible usé (Figure 7)

6

À la sortie du réacteur, le combustible est extrêmement radioactif – il est impossible de l’approcher –, on laisse la radioactivité décroître pendant quelques mois dans les piscines des réacteurs puis pendant quelques années dans des piscines spécifiques

La chimie et sa R&D dans l’industrie nucléaire

gazeuse est de consommer beaucoup moins d’énergie, ce qui permet aux quatre réacteurs du Tricastin, qui étaient utilisés essentiellement pour l’usine Eurodif de diffusion gazeuse, d’être disponibles pour d’autres usages.

(pour la France, construites à La Hague). Les temps de refroidissement moyens sont de quelques années, (entre 3 et 10 ans), suffisants pour la décroissance des produits de fission les plus actifs. Après son utilisation dans le réacteur, l’élément combustible de départ, typiquement d’environ 400 kilos d’uranium pour les réacteurs à eau pressurisée français, s’est modifi é ; usé, il contient de l’ordre de 370 kilos d’uranium, de 4 kilos de plutonium (environ 1 %), une vingtaine de kilos de produits de fission plus les « actinides mineurs » tels que curium, américium et neptunium, qui ne sont pas facilement recyclables. Les opérations de traitement commencent par un passage en « cisaille » – en fait une déchiqueteuse – qui l’éclate en petits éléments ; elles se poursuivent par la « dissolution » où l’on introduit ces éléments dans une solution d’acide nitrique bouillant qui va dissoudre la quasi-totalité

Figure 7 Les principales étapes du recyclage du combustible irradié (ou combustible usé).

Combustible recyclé (~95 %)

400 kgU Combustibles irradiés

376 kgU

4 kgPu

PF Refroidissement en piscine

Résidus vitrifiés (CSD-V)

PF : 20 kg Déchet final (~5 %)

Coques

Résidus compactés (CSD-C)

Opérations de traitement (cisaillement – dissolution – séparation – purification)

133

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 8 Procédé PUREX (Plutonium Uranium Refining by EXtraction). La dissolution en acide nitrique est suivie de trois cycles d’extraction liquide-liquide : un cycle pour la décontamination et la séparation U/Pu, un cycle de purification poussée de l’uranium et un cycle de purification et concentration du plutonium.

de ce qui est contenu dans le combustible. La solution obtenue, qui contient l’uranium, le plutonium, les produits de fission, les actinides dans de l’acide nitrique de normalité 3 ou 4 N doit être purifiée pour permettre le recyclage des matières. Les opérations chimiques à mettre en œuvre pour atteindre cet objectif sont décrites dans le Chapitre de B. Boullis de cet ouvrage [2] ; elles sont rappelées ci-après. Le procédé de retraitement utilisé est dénommé PUREX et permet de récupérer de l’uranium très pur, du plutonium avec lequel on fabriquera les combustibles MOX (ce raccourci de Mixed OXides désigne un mélange d’uranium et de plutonium recyclé comme nouveau combustible dans les centrales). D’un autre côté, on recueille les produits de fission qui, bien qu’en faible quantité, sont responsables de la presque totalité de la radioactivité du combustible irradié ; ces produits de fission sont ensuite conditionnés

dans des matrices de verre et stockés. Restent cependant, sous forme de « coques », les éléments constitutifs de la structure de l’assemblage, constituée de zircaloy ; rincés pour être débarrassés des traces d’uranium, plutonium ou de produits de fission, ils sont ensuite compactés pour constituer un colis pour stockage ultérieur.

Le procédé PUREX (Plutonium Uranium Refining by EXtraction)

7

Le procédé PUREX (Plutonium Uranium Refining by Extraction) a été inventé par les Américains il y a plus de cinquante ans (Figure 8) ; il est construit autour d’une extraction liquide-liquide voisine dans son principe de celle du traitement du minerai (voir plus haut) mais beaucoup plus complexe à mettre en œuvre car s’exerçant dans un milieu dont la radioactivité est extrêmement élevée du fait de

(CH3CH2CH2CH2O)3PO

cisaillage

134

L’opération de purification dans le procédé PURE X comprend trois cycles d’extraction. Un premier cycle réalise le gros de la décontamination, c’est-à-dire sépare les produits de fi ssion d’une part et les matières à recycler – l’uranium et le plutonium – d’autre part. Le facteur de décontamination de cette opération est de l’ordre du million. Toujours dans ce même cycle, on sépare l’uranium du plutonium en jouant sur la dépendance de l’opération d’extraction par rapport à l’état chimique des éléments. L’uranium de la solution, qui est à la valence 6, comme le plutonium, qui est à la valence 4, sont extractibles par le TBP. Pour les séparer l’un de l’autre, on utilise des réactions d’oxydoréduction qui passent le plutonium à la valence 3, qui, elle, n’est pas extractible par le TBP. Dans deux cycles d’extractions complémentaires, on termine la purification de l’uranium en particulier visà-vis du neptunium, l’un des actinides les plus gênants du fait de sa durée de vie extrêmement longue, et celle du plutonium, dans lequel restent encore quelques traces de produits de fission qu’il s’agit d’éliminer avant de le concentrer pour l’opération suivante, sa conversion en oxyde nécessaire pour son utilisation en MOX.

La chimie et sa R&D dans l’industrie nucléaire

sa forte concentration et de la présence, en plus de l’uranium et du plutonium, d’actinides mineurs et de produits de fission qui recouvrent une grande partie des éléments du tableau de Mendeleïev.

Le procédé de conversion du plutonium en oxyde utilisé, la conversion oxalique, l’est depuis plusieurs dizaines d’années en France comme en Angleterre ; c’est un procédé éprouvé qui a l’avantage de ne produire aucun résidu, favorisant la gestion des déchets, un souci constant dans l’industrie nucléaire.

8

La gestion des déchets radioactifs

La dernière étape du cycle est le conditionnement des déchets et l’aspect qui concerne particulièrement la chimie en est la vitrification des produits de fission qui sont ceux où est concentrée la presque totalité de l’activité radiologique. Qui dit vitrification dit haute température, plus de 1 000 °C (Figure 9). La technologie de la vitrification doit être compatible avec ces hautes températures ainsi qu’à des niveaux de radioactivités gigantesques qui demandent des protections de l’ordre de 2 m de bé-

Figure 9 Une étape de la vitrification des produits de fission.

135

Chimie et enjeux énergétiques

ton pour les murs des cellules dans lesquelles sont mis en œuvre ces procédés. Le volume final du déchet vitrifi é est de l’orde de grandeur de 100 à 150 litres pour une tonne de combustible.

pération acide mis en œuvre pour que les rejets en nitrate soient réduits. Par ailleurs, on manipule de l’uranium mais aussi du plutonium, du neptunium qui sont des éléments particulièrement corrosifs.

Les déchets de moindre activité sont soit compactés soit cimentés, de façon à pouvoir ensuite aller vers un stockage approprié (surface ou profondeur selon le niveau d’activité).

Pour se prémunir de la corrosion, la première mesure est de choisir les matériaux judicieusement : des aciers spéciaux ou des matériaux plastiques – selon les températures des réactions – pour les milieux fluorés de l’amont du cycle ; des aciers spéciaux comme l’Inconel 600 pour les échangeurs de chaleur des réacteurs ; le zircaloy, qui a la propriété d’être transparent aux neutrons, pour les gaines de combustible. Pour l’aval du cycle, on utilise le zirconium qui résiste bien à la corrosion par l’acide nitrique.

9

Figure 10 Autoclave du centre technique dédié à l’étude sur la corrosion.

136

Étude de la corrosion

On ne peut pas parler de chimie dans le nucléaire sans parler de corrosion. Dans l’amont du cycle, on doit faire face à la corrosion due au fluor, au niveau des réacteurs à celle qui est due aux conditions sévères de températures de 300 à 400 °C et de pressions supérieures à 150 bars. Dans l’aval du cycle, les problèmes de corrosion sont essentiellement dus à l’emploi de l’acide nitrique dans les appareils chauds – les cuves de dissolution où on est bouillant – ou dans les systèmes de récu-

Pour atténuer la corrosion, on peut aussi adapter les conditions physico-chimiques. Par exemple, lorsqu’on fait une évaporation, on peut la faire sous pression réduite ce qui permet d’abaisser la température et de réduire la corrosion. Une maintenance active reste cependant nécessaire – remplacement régulier des fours à fl ammes par exemple dans l’amont du cycle, des échangeurs de chaleur au niveau des réacteurs ou des pots de fusion dans la vitrification. Dans l’aval du cycle, cette maintenance est compliquée par la forte radioactivité des milieux qui empêchent d’approcher des équipements et obligent à utiliser des cellules équipées de hublots et de télémanipulateurs.

aqueuse, la chimie, l’électrochimie, la corrosion sous contrainte (Figure 10).

Le développement du nucléaire demande de la recherche en chimie Il ressort de ce chapitre que la chimie est essentielle pour l’exploitation de l’énergie nucléaire, que ce soit pour purifier les matières au départ et répondre aux exigences en termes de qualité de produit ou pour les recycler ensuite de façon à optimiser l’utilisation des ressources. Le retraitement du combustible usé permet ainsi de gagner environ 20 % par rapport à l’utilisation de l’uranium en cycle ouvert. L’industrie nucléaire poursuit des recherches scientifiques, soit dans ses propres laboratoires soit au moyen de collaborations avec des partenaires externes au premier rang duquel vient le CEA [3]. Cette R&D a permis de minimiser les déchets, d’améliorer la sûreté et de réduire les coûts de production. La position de leader d’AREVA dans le nucléaire – en particulier dans le cycle du combustible – est soutenue par le développement constant de la connaissance technique par le biais de réseaux d’expertise et d’investissements dans des projets de rupture multidisciplinaires à long terme.

La chimie et sa R&D dans l’industrie nucléaire

Pour traiter les questions de corrosion, il existe un centre technique dédié. Il s’occupe d’étudier la corrosion

Références [1] P. Rigny, Le cycle du combustible nucléaire : de la mine d’uranium jusqu’au recyclage et aux déchets, L’Actualité Chimique n° 345, octobre 2010. [2] B. Boullis, « La séparation et la gestion des déchets nucléaires », in : Chimie et Enjeux énergétiques, EDP Sciences, 2013. [3] B. Bigot, « La chimie, une science au cœur des énergies d’avenir », in : Chimie et Enjeux énergétiques, EDP Sciences, 2013. 137

7KLVSDJHLQWHQWLRQDOO\OHIWEODQN

transport électricité transition

de d’

et

énergétique Sébastien Henry travaille au Réseau de transport d’électricité1 (RTE), à la direction Recherche et Développement Innovation. Il aborde dans ce chapitre le rôle des réseaux de transport d’électricité et les défis liés à la transition énergétique, en montrant comment la chimie apporte des solutions.

Le rôle des réseaux de transport d’électricité

1

1.1. L’Europe de l’électricité aujourd’hui La Figure 1 représente l’ensemble des 34 pays européens à travers lesquels les réseaux électriques sont interconnectés. Ils partagent le même vecteur électrique et l’utilisateur local ne sait pas d’où vient l’électricité qu’il consomme – ce pourrait être d’Allemagne, de 1. www.rte-france.com

Serbie ou d’un quelconque des 34 pays. Il s’agit d’un système électrique intégré à travers l’Europe sur lequel les puissances installées sont de l’ordre de 900 gigawatts en termes de production et qui dessert un peu plus de cinq cents millions d’habitants.

1.2. Le réseau de RTE, haute et très haute tension Au niveau français, le réseau de transport est géré par l’entreprise RTE (Réseau de

Sébastien Henry

Réseaux

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 1 L’Europe de l’électricité. 530 millions d’habitants et 34 pays européens interconnectés.

Lignes à 400 kV Lignes à 225 kV Lignes à 150 kV Lignes à 90 kV Lignes à 63 kV Lignes à 45 kV et moins Câbles IFA (270 kV CC)

Figure 2

140

Carte du réseau de transport d’électricité français. 100 000 km de lignes du 400 000 aux 63 000 volts ; 2 600 postes électriques ; 46 interconnexions avec six pays frontaliers.

1.3. Équilibrer l’offre et la demande en contrôlant la fréquence du courant Un aspect fondamental du fonctionnement des réseaux électriques est l’obligatoire équilibre entre l’offre et la demande : la production et la consommation. L’électricité ne se stocke pas sous forme directe ; on doit donc consommer à chaque instant ce qui est produit et produire à chaque instant ce qui est consommé. C’est une des lois fondamentales des systèmes électriques. Cet équilibre se traduit dans une grandeur électrique qui est la fréquence du courant alternatif. En Europe, le système électrique fonctionne à une fréquence de référence de 50 Hz (dans le monde, d’autres systèmes comme les réseaux nord-américains fonctionnent à 60 Hz). Tous nos appareils domestiques (micro-ondes, TV, réfrigérateur…), les moteurs in-

dustriels ainsi que les centrales de production sont conçus pour fonctionner de manière optimale à cette fréquence. En cas d’écart trop important par rapport à cette fréquence de référence, les équipements cessent de fonctionner. La production d’électricité provient très majoritairement de machines tournantes, des alternateurs électriques, entraînés grâce à différentes énergies primaires – l’énergie nucléaire, l’éolien, l’hydraulique, des sources thermiques diverses (pétrole, gaz), etc. La production d’électricité est une transformation d’une énergie primaire en énergie mécanique (rotation des alternateurs) puis en énergie électrique. À l’équilibre, la fréquence de rotation des alternateurs est rigoureusement égale à 50 Hz (ou à un multiple de 50 Hz) : c’est la base du fonctionnement du système électrique. On a alors une puissance électrique consommée strictement égale à la puissance mécanique fournie par les groupes de production. Si un utilisateur demande un peu plus de puissance électrique, l’équilibre entre la puissance électrique et la puissance mécanique est rompu. Les alternateurs doivent fournir plus de puissance électrique et donc requièrent plus de puissance mécanique. Sans modification rapide de la puissance mécanique, la fréquence de rotation des alternateurs va se modifier. Si on laisse l’évolution se faire, les alternateurs vont ralentir, la fréquence du courant alternatif va baisser en dessous de 50 Hz, les équipements des utilisateurs vont dysfonctionner puis les machines atteindre leur

Réseaux de transport d’électricité et transition énergétique

transport d’électricité), qui possède le réseau de haute et très haute tension. RTE achemine l’électricité entre les fournisseurs d’électricité (français et européens) et les consommateurs, qu’ils soient distributeurs d’électricité ou industriels directement raccordés au réseau de transport. Avec 100 000 km de lignes comprises entre 63 000 et 400 000 volts et 46 lignes transfrontalières (appelées « interconnexions »), le réseau géré par RTE est le plus important d’Europe. Le réseau français est représenté sur la Figure 2 : en rouge foncé apparaît le réseau de plus haute puissance, exploité à 400 000 volts.

141

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 3 Équilibre offre-demande. Le système électrique européen fonctionne à une fréquence de 50 Hz. Les appareils domestiques et les centrales de production sont conçus pour fonctionner de manière optimale à cette fréquence.

47 Hz

49 Hz

50 Hz

50 Hz

52 Hz

2.1. Évolution des usages et maîtrise des pointes

point de décrochage et s’arrêter ; de proche en proche, c’est un des phénomènes qui peut conduire au black-out ! Inversement, si l’on produit plus que l’on ne consomme, les machines tournantes n’ont pas assez de frein électrique, leur fréquence de rotation se met à augmenter, et leurs sécurités de fonctionnement vont les arrêter avant d’éventuels emballements. Au sein du système interconnecté européen, l’équilibre offre-demande est perturbé en permanence par différents phénomènes : modification de la consommation, aléa sur une centrale de production, variation du niveau de production des centrales éoliennes ou photovoltaïques… Des systèmes automatiques de régulation permettent de compenser les petits déséquilibres. La Figure 3 représente ces contraintes de façon imagée, illustrant l’impératif absolu d’éviter l’écroulement du système électrique en équilibrant l’offre et la demande par la nécessité de contrôler la fréquence du courant alternatif. Cet impératif ne sera pas sans conséquence sur la façon de mettre en œuvre une transition énergétique, ainsi qu’il sera expliqué plus loin.

Défis et enjeux autour de la transition énergétique

2 142

for tes sur les différentes composantes des systèmes électriques : consommation, production, réseaux.

La transition énergétique se traduit par des évolutions

Si les actions de maîtrise de la demande d’énergie constituent un enjeu fort de la transition énergétique, il convient aussi de limiter les pointes de consommation observées à certains moments de la journée. En février 2012, la consommation électrique française a atteint un pic historique. C’est une tendance forte : la consommation maximale d’électricité, aux heures de pointe en hiver, ne cesse de progresser en France. En dix ans, elle a ainsi augmenté de 25 %, portée par la croissance démographique, le développement du chauffage électrique, des transports urbains et des technologies de l’information et de la communication. C’est un défi collectif pour les prochaines années. La Figure 4 présente l’évolution des pics de consommation électrique en France depuis dix ans. Alors que la consommation annuelle totale connaît une tendance au ralentissement de la croissance, les pics de consommation croissent rapidement. On est passé de 80 000 mégawatts (MW) en décembre 2001 à 102 000 mégawatts en février 2012. Même si l’appel à la puissance est fonction des conditions météorologiques, l’accroissement est notable. La maîtrise de la consommation électrique, notamment aux heures de pointe, fait désormais partie du paysage énergétique. Elle mobilise les connaissances les plus récentes dans les capteurs, les télécommunications et les

102 100

15/12/2010

96 710

07/01/2009

92 400

17/12/2007

88 960

27/04/2006

86 280

28/02/2005

86 020

08/02/2012

83 540

10/12/2002

79 730

17/12/2004

79 590 Pointes de consommation

technologies de l’information. Ces innovations rendent possible les mécanismes d’effacement de la consommation pour une gestion maîtrisée de l’équilibre entre l’offre et la demande. La Figure 5A montre l’évolution de la consommation pendant l’hiver 2011-2012 sous forme de « montagne de charge », représentative des évolutions de la consommation française lors de vagues de froid. Enfin, la Figure 5B représente la variation de la consommation électrique sur une journée typique d’hiver (c’est une journée de l’hiver 2012 telle que relevée sur le site Internet de RTE ou via l’application pour smartphones éco2mix) – c’est la puissance appelée à chaque instant sur le système. À travers cette courbe de consommation d’électricité, on retrouve l’emploi du temps de nos concitoyens et de l’activité économique : décroissance de la consommation électrique pendant la nuit, creux absolu vers 4-5 h du matin, redémarrage le matin (éclairage, remise en route d’équipements, en ré-

sidentiel et en professionnel : centres commerciaux, industries), conduisant à un premier plateau atteint vers 9 h et se maintenant jusqu’à midi, avant une décroissance au cours de l’après-midi ; reprise de la consommation résidentielle à partir de 17 h jusqu’au pic absolu vers 19 h.

Évolution des pointes de consommation électrique en France depuis dix ans.

Réseaux de transport d’électricité et transition énergétique

Figure 4 08/02/2012

2.2. Développement des énergies renouvelables À l’autre bout de la chaîne de l’équilibre offre-demande – celui de la production d’électricité –, il est intéressant de considérer l’évolution de la production issue des énergies renouvelables. La France s’est engagée sur la voie de la transition énergétique avec un double objectif : porter à 23 % de la consommation énergétique la part des énergies renouvelables en 2020 et réduire à 50 % (contre 75 % actuellement) la part du nucléaire dans le mix énergétique en 2025. Ces objectifs conduisent à une croissance soutenue dans les prochaines années du parc de production d’électricité à partir des

143

MAXIMUM

B

67 500

19:00

00:00

énergies renouvelables : éolien terrestre, éolien offshore, photovoltaïque, biomasse, hydroliennes.

144

Au sein de chaque région, le potentiel de développement des énergies renouvelables dépend non seulement de la géographie, du climat mais aussi de l’urbanisation. Si le pourtour méditerranéen est propice au développement du photovoltaïque, les conditions de vent favorisent le développement de l’éolien terrestre

12:00

MINIMUM

A. « Montagne de charge » de l’hiver 2011-2012 – Consommation France. B. Variation de la consommation d’électricité totale en France pour une journée typique d’hiver. Source : Une analyse plus détaillée est disponible sur le site de RTE : http://www.rte-france. com/uploads/pdf_zip/alaune/ Rex_Vague_froid_V2.5.pdf

62 500

Figure 5

57 600

Chimie et enjeux énergétiques

A

24:00

dans le Nord-Est, le centre, la vallée du Rhône et de l’éolien off-shore en Manche et sur la côte Atlantique. La transition énergétique crée donc une nouvelle répartition géographique de la production électrique. En Europe, on dispose dès aujourd’hui d’une capacité installée de plus de 160 GW de moyens de production à base d’énergie renouvelable répartis selon l’indication de la Figure 6.

8%

Figure 6

5% 5% 3%

6%

Fioul + pointe Charbon Gaz Nucléaire Éolien Hydraulique Autres Importations

13 %

2%

L’Europe continentale dispose de plus de 160 GW de capacité renouvelable installés à mi-2012. A. Énergie primaires utilisées en Europe pour la production d’électricité. B. Évolution du parc photovoltaïque par pays. C. Évolution du parc éolien par pays. D. Évolution des puissances photovoltaïque et éolienne installées en Europe.

58 %

B

Autres Grèce Royaume-Uni Belgique République Tchèque France Espagne Italie Allemagne

60 000 50 000 40 000 30 000

Réseaux de transport d’électricité et transition énergétique

A

20 000 10 000 0

2005

C

2006

2007

2008

2009

2010

2011

100 000

Parc photovoltaïque

Autres Pays-Bas Suède Danemark Portugal Royaume-Uni Italie France Espagne Allemagne

90 000 80 000 70 000 60 000 50 000 40 000 30 000 20 000 10 000 0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

D

Parc éolien

160 000

Capacité (en MW)

140 000 120 000 100 000 80 000

Photovoltaïque Éolien

60 000 40 000 20 000 0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Source : Fig 6B : photographe : Olivier Guerrin. RTE, nom du commanditaire : Patricia Kruszewski. Parution : RTEMAG N° 36, été 2010. Medianet RTE – 2012. Fig 6C : photographe : Marc Didier. RTE – DICAP, nom du commanditaire : Patricia Kruszewski. Parution : Medianet RTE – 2012.

145

Chimie et enjeux énergétiques

A

Guadeloupe

B

Guadeloupe

Martinique

Martinique

Guyane

Guyane

Réunion Max. 535 MW Moy. 71 MW

Figure 7 Éolien et photovoltaïque en France à fin juin 2012 : 10 GW installés. A. Pour l’éolien : 7 GW, avec plus de 700 parcs (> 1 MW). B. Pour le photovoltaïque : 3 GW, pour environ 250 installations (> 1 MW)… et plus de 220 000 « petites » installations ! Source : SOeS, d’après ERDF, RTE, SEI, principales ELD

Réunion Max. 142 MW Moy. 37 MW

Les pays d’Europe ont des politiques très volontaristes sur l’insertion des renouvelables. Sur l’éolien, l’Allemagne est le pays le plus équipé ; en numéro deux, c’est l’Espagne et la France (Figure 7) est en troisième position, avec aujourd’hui environ 7 GW en capacité installée. Sur le solaire, l’Allemagne est de loin le premier pays en termes d’installations photovoltaïques ; viennent ensuite l’Italie, l’Espagne, puis la France (avec environ 3 GW installés). 2.3. Le besoin de nouvelles technologies

146

La transition énergétique impose des modifications fortes tant au niveau de la consommation (efficacité énergétique, gestion des pointes, nouveaux usages de l’électricité…) qu’à celui des moyens de production. Assurer l’équilibre entre l’offre et la demande sur le système complet (consommation et moyens de production) pose des contraintes exigeantes au réseau électrique. Ce dernier permet de

mutualiser les ressources de production d’électricité et les variations de consommation pour répondre aux besoins de chaque territoire. Il permet aussi de gérer les flux d’électricité entre collectivités, entre régions et entre pays. Des modifications importantes du réseau de transport qui doit notamment s’adapter aux nouvelles localisations des moyens de production (Figure 8) sont par conséquent nécessaires. Son développement est indispensable pour rendre possible la transition énergétique et répondre à ses objectifs : l’intégration des énergies renouvelables et la maîtrise de la consommation. Cependant le temps de développement d’un réseau classique est long, bien plus que le temps mis pour construire de nouveaux moyens de production. Entre la phase d’instructions, de procédures administratives, de concertations, et la construction des ouvrages, il peut s’écouler plus de dix ans pour décider et construire une ligne de très haute tension aérienne.

B

C

Figure 8 Le besoin de nouvelles réponses pour le développement du réseau : la plupart des nouvelles lignes 63 à 225 000 volts sont désormais construites en souterrain ; l’augmentation des capacités des lignes aériennes 400 000 volts existantes avec des câbles haute température est maintenant possible. A. Pylônes Roseau sur la ligne très haute tension Amiens-Arras. B. Poste 400 000 volts de Saucats dans la région Sud-Ouest. C. Chantier de mise en place d’une liaison électrique souterraine.

La très faible acceptation par le public d’ouvrages tels que ceux conçus dans les années 1970 ou 1980 a amené à repenser les méthodes de décision et d’exploitation ainsi que les types d’ouvrages construits (Figure 9). Pour le pilotage en temps réel des réseaux, on fait appel aux technologies de l’information et de la communication (capteurs et moyens informatiques) conduisant au concept de « smart grids ». Doivent également être prises en

compte les évolutions techniques majeures en électronique de puissance sur la façon de piloter et de convertir l’électricité. Ces aspects ne seront pas discutés ici où l’accent sera mis sur les questions liées aux évolutions des matériels de réseau impliquant la chimie et la science des matériaux, ceci à travers trois infrastructures fondamentales : les liaisons souterraines, les postes électriques et les lignes aériennes.

Réseaux de transport d’électricité et transition énergétique

A

Source : Fig 8A : photographe : Michel Monteaux. RTE – DCRE, Medianet RTE – 2012. Fig 8B : photographe : Laurent Baratier. RTE – DCRE, Medianet RTE – 2012. Fig 8 C : photographe : Bob Giraud. RTE – SESO, Medianet RTE – 2012.

Figure 9 Les réseaux doivent évoluer et se développer pour permettre d’assurer l’équilibre offredemande du système électrique et d’en maintenir la fiabilité. Il est nécessaire de penser autrement le développement et la gestion du réseau en utilisant les progrès technologiques : – dans les TIC (technologies de l’information et de la communication) ; – en électronique de puissance ; – en chimie et science des matériaux. Source : RTE – DICAP.

147

Chimie et enjeux énergétiques

2.4. Un réseau qui doit avoir une très grande durée de vie

Figure 10 Carte du réseau de transport d’électricité 400 000 volts en 2011.

148

Avant de détailler l’apport de la chimie et des sciences des matériaux sur les différents composants d’un réseau électrique, il est important de donner quelques ordres de grandeur sur les contraintes auxquelles ils sont soumis. Si les infrastructures qui constituent un réseau électrique à très haute tension sont longues à construire, elles ont aussi des durées de vie très longues et sont exploitées pour une durée minimum de cinquante ans. Certains ouvrages en service ont même plus de quatrevingt voire quatre-vingt-dix ans. En fait, la plupart des lignes construites depuis 1946 sont encore en service aujourd’hui.

La Figure 10 montre la carte du réseau à 400 000 volts. Il a été créé à partir des années 1950 pour raccorder, dans un premier temps avec la région parisienne, les grandes centrales hydrauliques situées dans les Alpes et dans d’autres massifs. Une deuxième phase est venue du développement du programme électronucléaire à partir des années 1970 qui a inclus la liaison de ces centrales aux centres de consommation. Aujourd’hui, le développement de ce réseau est notamment lié à celui des énergies renouvelables : en Europe, cela représente entre la moitié et les trois quarts des projets de constructions d’infrastructures. Ces ouvrages étant de durées de vie longues, il y a lieu de gérer leur maintenance et l’ensemble de leur cycle de vie. Des contraintes sur les choix technologiques en résultent : entre l’invention de nouveaux matériaux et la possibilité de leur utilisation effective pour certaines applications aux composants du réseau, le délai peut être de dix, vingt ou trente ans comme on le verra par la suite. Les phénomènes de vieillissement des matériaux sont ici déterminants. Ces infrastructures étant installées à l’air libre, elles sont soumises aux écarts de température, à l’humidité, au vent, au foudroiement, aux UV, à la pollution et toutes ces agressions conduisent à leur usure (Figure 11). Il faut aussi y ajouter des contraintes internes dues aux fortes puissances électriques et thermiques associées à leur fonctionnement.

B

Chimie et développement de nouvelles solutions

3

3.1. Des solutions pour les liaisons souterraines 3.1.1. Constitution d’un câble souterrain moderne Aujourd’hui, la plupart des liaisons pour des niveaux de tension allant de 63 000 à 220 000 volts sont construites en technologie souterraine. La constitution d’un câble approprié est schématisée sur la Figure 12. Au cœur se trouve l’âme, généralement en cuivre ou en aluminium, conducteur où va transiter la puissance électrique. Elle est entourée d’un isolant électrique et protégée par des gaines. Un historique des solutions techniques employées pour la fabrication des câbles est instructif sur la progression des techniques, car les câbles électriques souterrains, ce n’est pas si nouveau que cela ! 3.1.2. Les premiers câbles à papier imprégné (1920) On peut remarquer qu’à Paris notamment, il n’y a pas ou très

C

peu de fils électriques aériens dans les rues. Les premiers câbles souterrains de forte puissance y ont été posés dans les années 1920. Sur ces premières technologies pour les câbles « haute tension », autour du conducteur en cuivre, on retrouve du papier enrubanné ou de la cellulose enrubannée (Figure 13). Ces couches épaisses de plusieurs millimètres vont être imprégnées de matière visqueuse (huile et résine) pour assurer l’isolation, puis on va protéger le tout par une gaine de plomb et enfin un matelas de jute goudronnée. Près de 400 km de câble de ce type sont posés dans la région parisienne.

Figure 11 Les infrastructures sont soumises à diverses contraintes contribuant à leur vieillissement : les contraintes externes météorologiques (température, humidité, vent, foudre, UV…), la pollution, les contraintes électriques internes. A. Lignes à haute tension dans le massif de Belledonne suite à de fortes intempéries. B. Survol en hélicoptère des dégâts matériels sur les ouvrages RTE causés par pluies diluviennes dans le Var. C. Chantier de maintenance sur la ligne 400 000 volts d’AlbertvilleRondissone. Source : Fig 11A : photographe : Lionel Astruc. RTE – DCRE, nom du commanditaire : Patricia Kruszewski. Medianet RTE – 2012. Fig 11B : photographe : Stéphanie Tetu. RTE – DICAP, nom du commanditaire : Patricia Kruszewski. Medianet RTE – 2012. Fig 11C : photographe : Lionel Roux. RTE – DICAP, nom du commanditaire : Patricia Kruszewski. Medianet RTE – 2012.

Réseaux de transport d’électricité et transition énergétique

A

Il existe encore des câbles de cette technologie qui sont en service, et pour certains depuis plus de quatre-vingt-cinq ans ! Des évolutions technologiques ont eu lieu au cours du temps sur les qualités d’huiles et de papiers : on est passé des huiles végétales à des huiles minérales ; les papiers se dégradent moins et sont de meilleure qualité. Cependant, ce type de technologie pose des problèmes. Le Figure 12

Protection en polyéthylène Gaine en aluminium Isolant en polyéthylène réticulé Âme en cuivre ou en aluminium

Constitution d’un câble de liaison souterrain (coupe). Source : médiathèque RTE, Archives CNER (RTE) et Archives EDF.

149

Chimie et enjeux énergétiques

3.1.3. Les câbles à huile fluide (1930)

Figure 13 Livraison de tourets de câbles souterrains. Source : photographe : Lionel Roux. RTE, nom du commanditaire : Patricia Kruszewski. Medianet RTE – 2012.

Figure 14

150

A. Câbles à huile fluide. Conducteur creux en cuivre présentant un canal central dans lequel circule de l’huile sous pression (2 à 3 bars) qui permet d’imprégner le papier qui enrubanne le conducteur. Le canal d’huile est connecté à des réservoirs extérieurs appelés « poumons ». B. Câbles à pression externe ou oléostatiques. Conducteurs isolés au papier imprégné, placés dans un tube d’acier rempli d’huile sous pression (15 bars). Source : 14A, 14B : médiathèque RTE, Archives CNER (RTE) et Archives EDF.

conducteur de cuivre du câble à papier imprégné, soumis à des échauffements ou des refroidissements, selon la température du conducteur et celle du sol, entraîne des dilatations et des compressions des huiles. L’inconvénient est que l’huile n’a pas le même coefficient de dilatation que le plomb de la gaine, ce qui entraîne des déformations provoquant l’apparition de zones vides remplies d’air à l’intérieur de l’isolant. Cet air, ionisé par le champ électrique, est ensuite à l’origine de décharges partielles puis du claquage du câble, correspondant à des courts-circuits à l’intérieur du câble. Une intervention devient alors nécessaire pour remplacer la partie défectueuse.

A

Dans une deuxième génération, on est passé aux câbles à huile fluide (Figure 14A), inventé s p ar l a s o ciété Pirelli. Le conducteur central est creux, ménageant au centre un canal dans lequel on fait circuler de l’huile sous pression (1 à 3 bars). Des réser voirs extérieurs, appelés « poumons », sont placés le long de la liaison. Ils maintiennent une pression constante à l’intérieur du câble, tout en permettant les mouvements de dilatation et de compression de l’huile au fil des cycles de fonctionnement. Le premier câble 220 000 volts souterrain, d’une longueur de 18 km, a été développé en France et posé en 1936 entre Clichy-sous-Bois et SaintDenis. Il a été mis hors tension et retiré, aux débuts des années 2000, après soixante-dix ans de bons et loyaux services sans avoir connu d’avarie. Dans une autre optimisation de ce type de procédés, on a développé les câbles oléostatiques (Figure 14B) dont cer tains sont encore en service, notamment dans la région parisienne. On a toujours les conducteurs avec papier imprégné mais

B

3.1.4. Les câbles à isolation synthétique (1960) : le polyéthylène La grande évolution, c’est la chimie du pétrole qui l’amène avec l’invention du polyéthylène en 1938 (Figure 15). Des propriétés très intéressantes émergent d’emblée, à la fois du point de vue de la résistance mécanique et de la tenue électrique : ces câbles ont toutes les qualités pour remplacer les systèmes à huile. Il faudra une dizaine d’années pour obtenir industriellement des polyéthylènes de qualité suffisante pour des applications électriques en haute tension (en France, première pose en 1963 pour du 63 000 V et 1969 pour du 225 000 V).

Réseaux de transport d’électricité et transition énergétique

ils sont placés dans un tube d’acier rempli d’huile sous une pression impor tante (15 bars), chargée de gérer les problèmes d’isolation et de dilatation. Les câbles à huile ne sont pas exempts d’inconvénients. Même en nombres relativement faibles, les phénomènes de claquage existent toujours. Par ailleurs, il faut gérer l’étanchéité du câble, donc tout ce qui est « fuites » ; les risques d’incendies sont également là ; de surcroît, leur coût est élevé.

Les premiers polyéthylènes utilisés étaient de la technologie « basse densité ». Pour l’application à la fabrication de câbles électriques, ils présentaient une limitation en termes de température maximum de fonctionnement. En effet, le polyéthylène est rigide jusqu’à une certaine température ; il se ramollit à partir d’environ 110 °C, puis se liquéfie à plus haute température. Il ne peut alors plus confiner correctement l’âme de cuivre et remplir son rôle d’isolant. 3.1.5. Évolution des câbles à isolation synthétique Les progrès de la chimie des polymères (voir l’Encadré « L’évolution des polyéthylènes ») ont ensuite permis l’utilisation du polyéthylène « haute densité », puis du polyéthylène « réticulé », avec à chaque fois des gains significatifs en termes de température de fonctionnement, donc de puissance électrique transpor table admissible. Les câbles électriques en polyéthylène haute densité ont été utilisés à partir de la fin des années 1970. L’utilisation du polyéthylène réticulé est quant à elle devenue systématique à partir de 1986. À mesure des progrès du matériau polyéthylène, on a pu en améliorer l’efficacité

Figure 15 Le démarrage en 1938 de la production industrielle du polyéthylène a permis la production de nouvelles matières thermoplastiques avec des propriétés très intéressantes du point de vue mécanique et tenue électrique, ouvrant la perspective d’utilisations en tant qu’isolant en remplacement des isolations à huile. Source : 15A, 15B, 15C : médiathèque RTE, Archives CNER (RTE) et Archives EDF.

151

Chimie et enjeux énergétiques

3.2. Des solutions pour les postes électriques

L’ÉVOLUTION DES POLYÉTHYLÈNES

Les postes électriques permettent d’adapter la tension du réseau au transport ou à la distribution, en passant à l’aide de transformateurs d’un niveau de tension à un autre. Il s assurent aussi une fonction d’aiguillage via la répartition des courants entre les lignes situées en amont ou en aval des transformateurs. Enfin, les postes électriques hébergent des systèmes de protection, de surveillance et de contrôle du réseau.

Polyéthylène basse densité (PEBD) Polymérisation de l’éthylène sous très haute pression (1 500 à 3 000 bars) et haute température (170 à 300 °C). Température maximum de fonctionnement du câble de 70 °C. Polyéthylène haute densité (PEHD) Utilisation de catalyseurs métalliques sous température relativement basse (50 à 150 °C) et pression plus faible que le PEBD (25 à 40 bars). Température maximum de fonctionnement du câble de 80 °C. Polyéthylène réticulé (PER) Création chimique de connexions entre les macromolécules de polyéthylènes. Température maximum de fonctionnement du câble de 90 °C.

3.2.1. L’isolation des postes électriques d’isolation et en diminuer l’épaisseur. Le Tableau 1 indique les progrès faits en vingt ans : pour les câbles 63 000 volts, on est passé d’une épaisseur de polyéthylène de 14 mm à une épaisseur de 8 mm : l’allègement correspondant donne une plus grande facilité à la pose, l’emploi sur des trajets à courbure plus fortes, sans parler des gains en coût. L’industrie chimique d’aujourd’hui travaille sur des thermoplastiques avec de grandes capacités isolantes, qui pourraient fonctionner à des températures encore plus élevées (100, 110 °C) sans se déformer – de nouvelles perspectives de progrès.

La Figure 16 montre un poste classique, en milieu rural, qui utilise l’air comme isolant. Dans les zones semi-urbaines ou urbaines, le manque de place nécessite l’utilisation de postes compacts, dits blindés, utilisant un gaz sous pression : l’hexafluorure de soufre (Encadré « Propriétés de l’hexafluorure de soufre SF6 »). Ce gaz présente des caractéristiques d’isolement supérieures à celles de l’air, ce qui permet d’utiliser moins de matériaux et d’obtenir des gains de place très importants ainsi qu’une bonne intégration dans des milieux contraints. La Figure 17 représente des postes blindés

Tableau 1 Évolution des isolants et de leurs épaisseurs.

Évolution des isolants PEBD

152

PEHD

Évolution des épaisseurs d’isolant PER

1980

1990

2000

63 kV

1962

1972

1987

63 kV

14 mm

11 mm

8 mm

225 kV

1969

1978

1994

90 kV

17 mm

14 mm

11 mm

Poste électrique aérien 400 000 volts de Saucats dans la région Sud-Ouest. Source : photographe : Laurent Baratier. RTE – DCRE, Medianet RTE – 2012.

A

B

Réseaux de transport d’électricité et transition énergétique

Figure 16

C

Figure 17 Postes électriques blindés. A et B. Vues du poste électrique d’Harcourt à Issy-le-Moulineaux (92). C. Poste électrique de Vincennes. Source : Fig 17A, 17B : photographe : Alexandre Sargos. RTE – DICAP, nom du commanditaire : Patricia Kruszewski. Medianet RTE – 2012. Fig 17C : photographe : Olivier Blaise. Medianet RTE – 2012.

153

Chimie et enjeux énergétiques

PROPRIÉTÉS DE L’HEXAFLUORURE DE SOUFRE (SF6) L’hexafluorure de soufre (Figure 18) est un composé gazeux à température ordinaire qui a été synthétisé pour la première fois au début du siècle dernier. Ses avantages sont d’être un très bon isolant (deux fois et demi meilleur que l’air), non toxique, non infl ammable et non corrosif. Il présente deux inconvénients forts : sa température de liquéfaction est relativement élevée (– 25 °C) et peut limiter son utilisation dans des milieux climatiques particuliers (les vallées des Alpes par exemple) ; c’est aussi un « gaz à effet de serre » listé par les accords du protocole de Kyoto. À ce sujet, on peut le comparer au gaz carbonique CO2 : son pouvoir réchauffant est vingt-trois mille fois (!) plus grand que celui du CO2 – mais son émission est des milliards de fois plus faible… et son impact donc limité. Ce poste d’émissions constitue néanmoins un enjeu fort pour RTE qui s’est doté d’un plan d’action permettant de diminuer fortement les émissions de SF6.

Figure 18 L’hexafluorure de soufre (SF6).

situés en milieu urbain ; il en existe aussi de plus cachés, notamment situés dans des bâtiments souterrains pour des agglomérations importantes comme Paris. 3.2.2. Évolution des techniques d’isolation dans les disjoncteurs de puissance

154

Situé à l’intérieur d’un poste électrique, le disjoncteur est un appareil destiné à protéger les circuits et les installations contre une éventuelle surcharge de courant due à un court-circuit. Il permet aussi l’exploitation du réseau en interrompant ou en rétablissant le passage du courant dans une portion du circuit. En très haute tension, les courants sont intenses. À la séparation des contacts d’un disjoncteur, il se forme un arc qui ne peut pas être interrompu simplement dans l’air comme en basse tension. Son extinction a lieu dans une

« chambre de coupure » qui utilise un fluide ou un gaz en surpression projeté sur l’arc pour l’éteindre. Les premiers disjoncteurs utilisaient de l’huile. À l’origine, il en fallait de gros volumes (Figure 19A). Ensuite, de meilleures huiles et de meilleures capacités de coupure du courant ont permis de réaliser des disjoncteurs à faible volume d’huile (Figure 19B). On a ensuite utilisé des disjoncteurs à air comprimé (Figure 19C), les arcs électriques pouvant être éteints avec de l’air, mais de l’air sous pression, afin d’avoir une capacité isolante suffisante. Ces systèmes sont cependant très bruyants en fonctionnement et réclament des actions de maintenance importantes. L e s disjonc teur s à SF 6 (Figure 20A) ont été introduits et se sont généralisés à partir des années 1970. L’étude

B

C

Figure 19

Réseaux de transport d’électricité et transition énergétique

A

A. Disjoncteur à gros volume d’huile (1900). B. Disjoncteur à faible volume d’huile (1930). C. Disjoncteur à air comprimé (1950). Source : Fig 19A, 19B, 19C, 20A, 20B : RTE – DICAP.

A

B

d’autres solutions s’est poursuivie ; on travaille ainsi sur des disjoncteurs à vide utilisant la simple isolation par le vide, ou sur des mélanges d’azote et de SF6 permettant de diminuer la quantité de SF6 utilisée. Des travaux de recherche donneront encore lieu à d’autres isolants dans le futur (Figure 20B).

3.2.3. Dégradations chimiques associées à l’hexafluorure de soufre L’hexafluorure de soufre est susceptible de se décomposer du fait des sollicitations thermiques, électriques et chimiques auxquelles il est soumis. Les produits de décomposition dépendent de la nature des matériaux

Figure 20 A. Disjoncteurs SF6 (1970). B. Disjoncteurs ampoule à vide (2010).

155

Chimie et enjeux énergétiques

présents dans le poste blindé ou le disjoncteur – non seulement les conduc teur s, mais aussi les parois, ellesmêmes constituées de plusieurs matériaux – et des conditions de réactivité élevée que produisent les inévitables arcs électriques au cours du fonctionnement.

Figure 21 Réactions de l’hexafluorure de soufre au sein d’un disjoncteur ou d’un poste blindé conduisant à la dégradation de la qualité isolante et à des produits de décomposition toxiques et corrosifs.

156

3.3. Des solutions pour les lignes aériennes 3.3.1. Principales contraintes techniques : électricité et mécanique

La Figure 21 liste un certain nombre de réactions qui se produisent dans ce milieu. Les réactions conduisent à la formation de produits toxiques et corrosifs et peuvent provoquer une dégradation des matériaux ainsi que de la qualité isolante du SF6 . Il s’ensuit le risque de courts-circuits et de dommages à l’ensemble du système.

Sur les lignes aériennes, les conducteurs (cuivre ou aluminium) sont dépourvus d’isolants : ils sont nus (Figure 23). C’est donc l’air qui joue le rôle d’isolant et cela implique de respecter des distances minimales : entre les conducteurs et entre les conducteurs et le sol ou divers obstacles. Ces distances sont appliquées de façon courante avec une prise en compte de marges de sécurité. Les lignes sont par ailleurs des objets mécaniques soumis à de sévères contraintes.

La Figure 22 montre des dépôts consécutifs à des réactions chimiques (amorçage interne) faisant inter venir l’hexafluorure de soufre. La présence d’eau accroît et accélère la formation de produits de décomposition.

Le facteur limitant des transits électriques sur les lignes aériennes provient des allongements que provoquent l’échauffement consécutif au passage du courant ou certains aléas climatiques comme le givre (Figure 24).

Formation de produits de décomposition du SF6. La poudre est due à la présence d’eau ; un compartiment avec une hygrométrie faible présentera très peu de poudre blanche suite à un amorçage.

Figure 23 Ligne aérienne de transport de courant. Les conducteurs sont « nus » : c’est l’air qui est l’isolant, ce qui implique de respecter des distances minimales entre les conducteurs et d’autres éléments.

S’échauffant, les lignes se dilatent, et leur dilatation modifie les distances des conducteurs entre eux et avec les divers obstacles présents. 3.3.2. Lignes aériennes et évolutions de la métallurgie (Encadré « Les grandes étapes de l’évolution des conducteurs pour lignes aériennes ») Dans les années 1900, au début de l’équipement en électricité à grande échelle, les conducteurs utilisés étaient

en cuivre pur (Figure 25), le cuivre étant l ’un des meilleurs conducteurs. Le cuivre possède aussi des caractéristiques de résistance mécanique qui permettent de le maintenir sous tension mécanique et de limiter les phénomènes d’allongement. L’inconvénient de ce métal provient de son poids important : un conducteur lourd impose des pylônes massifs, ce qui entraîne des limitations techniques et économiques.

Réseaux de transport d’électricité et transition énergétique

Figure 22

Figure 24 Les conducteurs sont soumis à différentes contraintes pouvant conduire à leur allongement et à la réduction des distances d’isolement.

157

Chimie et enjeux énergétiques

LES GRANDES ÉTAPES DE L’ÉVOLUTION DES CONDUCTEURS POUR LIGNES AÉRIENNES Conducteurs en cuivre (1900-1910) Excellent conducteur mais métal lourd nécessitant des pylônes massifs à coût élevé.

Figure 25 Coupe schématique d’un conducteur en cuivre.

Conducteurs en aluminium (1910-1920) Moins bon conducteur et moins résistant mécaniquement que le cuivre mais beaucoup plus léger, l’aluminium est utilisé dès que la métallurgie permet de fabriquer des aluminiums de qualité suffisante.

Figure 26 Coupe schématique d’un conducteur en aluminium-acier.

Conducteurs en aluminium-acier (1920 à aujourd’hui) Utilisation d’une âme en acier pour la tenue mécanique et d’une couche périphérique en aluminium pour la conduction. Constitue le standard international qui dissocie la fonction mécanique et la fonction électrique. Conducteurs en Almelec (1950 à nos jours) Alliage d’aluminium pur avec du magnésium (0,7 %) et du silicium (0,6 %).

Figure 27 Coupe schématique d’un conducteur en Almelec avec brins en Z. 158

Caractéristiques comparées des matériaux utilisés.

Résistivité à 20 °C (10 Ω · m) –8

–3

Masse volumique (kg · m )

Cuivre

Aluminium

Acier

Almelec

1,72

2,82

~15

3,26

8 890

2 700

7 800

2 700

Contrainte à la rupture en traction (Mpa) 380 à 450

Dans un deuxième temps, grâce aux progrès de la métallurgie de l’aluminium, on a su fabriquer des aluminiums de qualité suffisante pour être utilisés seuls en tant que conducteur. Ce métal est moins bon conducteur, moins résistant mécaniquement que le cuivre mais beaucoup plus léger, ce qui rendait son utilisation intéressante. Le standard qui s’est imposé mondialement est celui de conducteurs mixtes aluminium/acier. Ils sont constitués d’un cœur d’acier (Figure 26) qui assure la résistance mécanique et évite que les câbles ne se dilatent ou cassent. L’acier ne conduit pratiquement pas l’électricité, c’est donc de l’aluminium, placé autour, qui assure la conduction. En France, dans les années 1950, un alliage particulier d’aluminium a été inventé, l’Almelec (Figure 27), constitué d’aluminium, de magnésium et de silicium. Il constitue un matériau de bonne conductivité, de bonne résistance mécanique – bien meilleure que celle de l’aluminium pur et proche de celle du cuivre – et qui possède la légèreté de l’aluminium. Ce matériau, encore utilisé aujourd’hui, a pendant longtemps été le standard français. D’autres progrès sur les câbles sont liés à ceux de

150 à 190

la métallurgie moderne. Au lieu de fi ls, on peut utiliser des composants dits « en Z ». On peut voir que la structure comble mieux les vides, et qui dit moins de vide dit moins de résistance, donc moins de pertes. Par optimisation de l’arrangement des composants des conducteurs, on peut gagner 15 % en conductivité, et ainsi diminuer les pertes d’autant.

1 410 à 1 450 320 à 380

Réseaux de transport d’électricité et transition énergétique

Tableau 2

3.3.3. Que promet l’avenir ? Les travaux actuels sur les matériaux laissent entrevoir des progrès spectaculaires (Encadré « Conducteurs à faible dilatation et nouveaux matériaux »). Pour les composants aluminium/acier (Figure 28), on utilise aujourd’hui des aciers de meilleure qualité pour assurer la résistance mécanique du câble, et des aluminiums supportant des plus hautes températures. Les nouveaux composants métalliques qui en résultent peuvent fonctionner à des températures beaucoup plus élevées – jusqu’à 200 °C, là où les conducteurs standards fonctionnent plutôt aux alentours de 70 °C. Cela permet un gain d’environ 30 % en capacité. Deux autres solutions attractives sont des retombées de recherches high-tech initiées au départ pour des objectifs

159

Chimie et enjeux énergétiques

CONDUCTEURS À FAIBLE DILATATION ET NOUVEAUX MATÉRIAUX ÉTAT DE L’ART ACTUEL Conducteurs bimétalliques aluminium/acier Âme acier à très haute résistance mécanique. Brins conducteurs trapézoïdaux en aluminium recuit. Fonctionnement maximum : 200 °C (+ 30 % de capacité).

Figure 28 Schéma d’un conducteur bimétallique aluminium/acier.

Conducteurs composites à matrice métallique Âme en fibres d’alumine noyées dans une matrice métallique d’aluminium. Brins conducteurs trapézoïdaux en aluminium/zirconium. Fonctionnement maximum : 240 °C (+ 90 % de capacité).

Figure 29 Schéma d’un conducteur composite à matrice métallique (3M™).

Conducteurs composites à matrice organique Âme en fibres de carbone noyées dans une résine organique. Brins conducteurs trapézoïdaux en aluminium/zirconium ou aluminium recuit. Fonctionnement maximum : environ 180 °C (+ 50 à 90 % de capacité).

Figure 30 Schéma d’un conducteur composite à matrice organique. 160

Caractéristiques comparées des matériaux utilisés.

Résistivité (10 –8 Ω · m)

Contrainte à rupture (Mpa)

Température maximale permanente (°C)

Aluminium écroui dur

2,825

160 à 180

75

Almelec

3,26

315 à 325

75

Aluminium recuit

2,92

59 à 97

250

de la recherche spatiale ou aéronautique. Une nouvelle gamme de conducteurs utilise ainsi une âme constituée de fibres d’alumine noyées dans une matrice métallique d’aluminium (Figure 30). Ce type de composants présente des similarités avec les composants pour les navettes spatiales devant résister aux très hautes températures (3 000 °C !) en gardant de très bonnes capacités mécaniques. Ces composants ont

une conductivité d’environ 25 % de celle du cuivre. En les entourant d’aluminium, on crée des conducteurs permettant de transiter 90 % de plus qu’un câble classique. En dernier lieu, on peut citer l’utilisation de fibres de carbone (Figure 30), matériau utilisé entre autres pour le transport aérien. Une fibre de carbone au centre assure la résistance mécanique ; autour, ce sont des conducteurs en aluminium.

Réseaux de transport d’électricité et transition énergétique

Tableau 3

Pas de transition énergétique sans réseau de transport ! Pendant de nombreuses années, le moteur principal du développement du réseau de transport a été la consommation d’électricité. Aujourd’hui, c’est d’abord la localisation géographique des nouveaux moyens de production d’électricité. Son développement est indispensable pour rendre possible la transition énergétique et répondre à ses objectifs : l’intégration des énergies renouvelables et la maîtrise de l’énergie. De nombreux défis se présentent pour les réseaux de transport d’électricité pour accompagner les changements dans la production et la consommation associés au passage vers une société à bas contenu en carbone. L’intégration

161

Chimie et enjeux énergétiques

de la production à base d’énergie renouvelable, l’évolution de la consommation vers une consommation mieux maîtrisée et plus flexible, entraînent de nombreuses modifications dans la gestion de l’équilibre offre-demande. Les infrastructures du réseau de transport doivent se développer pour s’adapter à l’évolution du paysage énergétique et continuer d’assurer leur rôle de réconciliation géographique et de mutualisation des énergies. Le maintien de la fiabilité du système électrique à des conditions économiques acceptables est primordial pour réussir la transition énergétique. Pour répondre à ces enjeux, il est important de connaître les dernières avancées technologiques. Cela nécessite de suivre et d’accompagner les progrès de la chimie comme ceux des technologies de l’information et de la communication ou de l’électronique de puissance. Être prêt pour la prochaine décennie implique de continuer à tirer partie de ces avancées technologiques.

Pour aller plus loin De nombreuses informations complémentaires sont accessibles sur le site de RTE : www.rte-france.com 162

Bruno Goffé est chercheur au Centre de recherche et d’enseignement des géosciences pour l’environnement (CEREGE), à l’université d’Aix-Marseille. Après avoir été directeur adjoint de l’Institut national des sciences de l’univers (INSU), il est aujourd’hui en charge de la question du suivi des actions de recherche sur les ressources géologiques au niveau national pour le CNRS et l’INSU. Il est co-coordinateur du réseau de recherche européen ERa-MIN, sur les ressources minérales.

Produire et exploiter l’énergie demande des installations et des dispositifs – donc des matériaux. L’accroissement prévisible de la population de la planète au cours des décennies à venir ainsi que l’évolution des modes de vie laissent prévoir un très fort accroissement de la demande mondiale en énergie et corrélativement de la demande en matériaux. Ce chapitre s’intéresse aux matériaux métalliques à l’exclusion des métaux énergétiques tels que l’uranium.

L’accroissement considérable de la demande en métaux de base

1

La Figure 1 esquisse l’évolution entre les années 2000 et 2030 de la demande en trois métaux de base, le cuivre, l’aluminium et le fer. Les besoins sont multipliés par 2,5 pour le cuivre, par 3,5 pour le fer, et l’aluminium est intermédiaire. Plus généralement, l’accroissement de la consommation en matières premières

Bruno Goffé

matériaux stratégiques pour l’énergie Les

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 1 Estimation sur une base cent en 2000 de l’évolution de la consommation globale en trois métaux de base (les autres métaux croissant de 3,6 % par an) : une demande considérablement accrue, d’après une analyse de Rio Tinto 2010.

450 400

Minerai de fer

350

Aluminium

300 Cuivre 250 200 150 100

Estimations Brook Hunt Estimations de CRU

50 0 2000

2005

2010

2015

minérales est une tendance de fond, et s’est manifestée tout au long du XXe siècle. La Figure 2A donne l’évolution cumulée des quantités produites pour 14 matières premières non énergétiques, détaillée sur la Figure 2B pour 11 métaux. Les quantités en jeu sont considérables, passant de quelques centaines de millions à plusieurs milliards de tonnes en cent ans. La corrélation de cette évolution avec le PIB mondial apparaît sur la Figure 2C, avec même une croissance plus rapide des besoins en métaux1. Ce fort accroissement inspire bien entendu les stratégies géopolitiques ; l’exemple de la Chine est ainsi spectaculaire. La Figure 3 l’illustre en montrant les prises de participations de ce pays dans l’industrie minérale mondiale en 2004, 2009 et 2010. La part de la Chine dans la production mondiale excède largement son poids économique d’aujourd’hui comme il ressort du diagramme de la Figure 4 cor166

1. Estimations NATIXIS.

2020

2025

2030

respondant aux 28 matières premières dont elle est premier producteur.

La diversité des métaux exploités et leur disponibilité

2

L’analyse de la demande en matières premières – particulièrement en métaux – recoupe celle de l’histoire des civilisations (Figure 5). Depuis des millénaires, on exploite le cuivre (âge du bronze, 7 000 ans) et le fer (3 000 ans). En revanche, les métaux légers ne sont exploités que depuis une centaine d’années, et les métaux technologiques (comme les terres rares) depuis une vingtaine d’années seulement. L a connaissance des réserves géologiques des métaux est incomplète, et c’est particulièrement vrai pour ces métaux technologiques que l’on n’exploite que depuis peu. Si la géologie joue son rôle, elle ne détermine pas seule la répartition des lieux de production, en fait fortement corrélée au PIB des

Les matériaux stratégiques pour l’énergie

3 000 000 000

2 500 000 000

2 000 000 000

1 500 000 000

1 000 000 000

0

A

1919 1921 1923 1925 1927 1929 1931 1933 1935 1937 1939 1941 1943 1945 1947 1949 1951 1953 1955 1957 1959 1961 1963 1965 1967 1969 1971 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009

500 000 000

180

Production minière par rapport à 1900

100 000,0

170 1 000,0

160 150

100,0

140 130

10,0

120 1,0

110

100

0,1 1900

1920

1940

1960

1980

2000

96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

Année

B

Al Cr

Ni W

Cu Zn

Fe Au

Année Pb Ag

Sn

Métaux non-précieux

PIB en volume

C

Figure 2 A. Évolution de la production de 14 matières premières non énergétiques depuis le début du XXe siècle (Al, Au, Ba, Co, Cu, Fe, K2O, Mn, Ni, P, Pb, Pt, Zn). Source : USGS. B. Taux relatifs de l’utilisation mondiale de matières au XXe siècle. Le taux d’utilisation pour chaque métal est normalisé à l’unité en 1900. Source : T.E. Graedel et Lorenz Erdmann, MRS 2012. C. Consommation de métaux non précieux et PIB dans le monde (100 en 1996). Source : World Metal Statistics, prévisions NATIXIS.

zones de production. Il ressort bien du diagramme de la Figure 6 que les pays à faible PIB produisent la plus grande par tie des matières premières, ce qui pourrait être lié à la question de l’accepta-

tion du travail de la mine par les populations concernées. Les populations des pays défavorisés accepteraient plus facilement de « mettre la main au charbon » que les pays plus riches.

167

Prises de participations chinoises dans l’industrie minérale mondiale.

Figure 4 Taux de production minière de la Chine en % de la production mondiale pour les vingt-huit matières premières dont elle est le premier producteur. Ces chiffres montrent un impact fort des stratégies géopolitiques de ce pays. Source : D’après Patrice Christmann, BRGM 2011, World Mining data

100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0%

Parts de la Chine dans la population mondiale

Or Manganèse Sel Gypse/Anhydrite Fer Zinc Talc Cadmium Aluminium Phosphate Baryte Vanadium Molybdène Plomb Étain Arsenic Charbon (vapeur) Charbon (coke) Fluorite Gallium Germanium Magnésite Mercure Graphite Bismuth Tungstène Antimoine Concentrats de terres rares

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 3

Figure 5 Métaux high-tech

Chronologie illustrant l’utilisation de métaux de la préhistoire aux temps modernes en Europe centrale. Source : Wellmer et Steinbach, 2011

Métaux légers Fer

100 ans 3000 ans

Bronze Cuivre

Année

168

20 ans

7000 ans

4000 av. J.-C.

2000 av. J.-C.

1400

1600

1800 1900 2000

Les matériaux stratégiques pour l’énergie

100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 %

m iu

e tè n

ad Va n

gs

Ét ai n

Tu n

Or Ph os ph at e Pl at in oï de s Te rre ra re Ar ge nt

Ba ry te Ba ux ite Ch ro m e Co ba lt Di am a M nt in er ai de fe r Flu or ite M an ga nè se M ol yb dè ne

An tim oi ne

0%

Pays à faible revenu (revenu national brut en 2006 < 2,5 $ par jour par habitant)

Pays à revenu intermédiaire supérieur (revenu national brut en 2006 < 30,5 $ par jour par habitant)

Pays à revenu intermédiaire inférieur (revenu national brut en 2006 < 10 $ par jour par habitant)

Pays à haut revenu (revenu national brut en 2006 > 30,5 $ par jour par habitant)

Figure 6 Localisation des réserves des principales matières premières minérales en fonction du PIB (USGS et Banque mondiale). Source : P. Christmann, BRGM, 2011

Tableau 1 Taux de dépendance de l’Europe aux principales matières premières non énergétiques. L’Europe ne produit qu’environ 3 % des matières premières qu’elle utilise. En rouge, apparaissent les matières premières pour lesquelles la Chine est le premier producteur. Sources (2009) : USGS, BRGM, PGI, WMD

Antimoine

100 %

Vanadium

100 %

Beryllium

100 %

Étain

100 %

Bore

100 %

Phosphates

92 %

Manganèse

100 %

Rhénium

90 %

Cobalt

100 %

Nickel

86 %

Molybdène

100 %

Minerai de fer

83 %

Niobium

100 %

Bauxite

80 %

Platinoïdes

100 %

Zinc

80 %

Terres rares

100 %

Tungstène

76 %

Tantale

100 %

Plomb

76 %

Titane

100 %

Cuivre

74 %

Germanium

100 %

Chromite

53 %

169

Chimie et enjeux énergétiques

L’Europe est dans une situation de grande dépendance quant à ses ressources en matières premières minérales ; elle ne produit que 3 % de ce qu’elle utilise. Le Tableau 1 le précise en fonction des éléments dont un grand nombre est produit à l’extérieur – et particulièrement en Chine. L’élément le plus produit en Europe, la chromite, ne couvre les besoins qu’à 47 %.

3

Figure 7 Éléments chimiques mis en œuvre dans différentes technologies du domaine de l’énergie. Source : P. Christmann, BRGM

Le cas des matériaux pour l’énergie

La Figure 7 présente un tableau de Mendeleïev où ressortent en couleurs les éléments utilisés dans différents types d’énergie – montrant au passage le très grand nombre de métaux utilisés pour la production et l’exploitation de l’énergie. Y figurent ainsi les métaux et les éléments utilisés dans les économies

d’énergie et l’éclairage, en particulier les terres rares. Ces éléments, appelés aussi lanthanides, sont rassemblés dans l’avant-dernière ligne du tableau juxtaposée à la série des actinides (éléments radioactifs parmi lesquels se trouve l’uranium d’où l’on extrait l’énergie nucléaire. (Voir les Chapitres de B. Bigot, de F. Drain et de B. Boullis). Colorés en rose, on trouve des éléments utilisés dans l’éclairage et les économies d’énergie associées : plusieurs terres rares ; les gaz rares ; d’autres éléments comme l’yttrium, le titane, le niobium ou le rhénium. Colorés en bleu et vert, on trouve les éléments utilisés dans les énergies renouvelables et le stockage de l’énergie, soit à la fois des métaux de base et des métaux rares. Parmi ceux-ci, il y a de nouveau des terres rares, et en particulier les terres rares « lourdes » (plus l’élément

Économie d’énergie et éclairage Renouvelable et stockage Hydrogène et PAC

Lanthanides Terres rares Actinides

170

Stockage de l’énergie Connectique Économies d’énergie Catalyse (automobile, piles à combustible) Production et transport de l’électricité Industrie électrique nucléaire Photovoltaïque Aimants permanents (véhicules électriques, éoliennes, TGV…) Éclairage

300 Solaire 200

Éolien 100

+ Éléments critiques

Au charbon

Quantité d’acier pour différentes technologies de l’énergie, en kilogrammes par mégawatt. Source : Albanese et al., 2011, Investor Seminar

Les matériaux stratégiques pour l’énergie

Figure 8

400

Nucléaire 0

Hydraulique

Au gaz

est situé vers la droite du tableau, plus il est lourd) qui sont utilisées dans les systèmes d’exploitation – en particulier dans les aimants qui servent à faire fonctionner les éoliennes. Figure également le lithium, très utilisé dans les batteries pour le stockage de l’énergie (au sujet du stockage de l’énergie, voir le Chapitre de M. Perrin). Entourés de rouge, on a indiqué l’hydrogène utilisé dans les piles à combustible avec les métaux catalyseurs ruthénium, rhénium et platine. Notons ici que l’hydrogène peut aussi être une ressource primaire et pas seulement un vecteur d’énergie puisque la Terre en produit dans la ride médio-océanique (peut-être de l’ordre de dix millions de tonnes par an), ainsi probablement que par des sources continentales encore mal connues. Cet examen du tableau des éléments montre qu’on ne peut penser produire et exploiter d’énergie – et particulièrement d’énergie renouvelable – sans faire usage de métaux. La Figure 8 précise cette obser vation par des ordres de grandeur. Elle re-

présente la quantité d’acier utilisée par mégawatt d’énergie selon les différentes sources d’énergie – ce qu’on appelle « l’empreinte acier ». L’hydraulique est le moins consommateur de métal, suivi par les centrales à gaz, le nucléaire, les centrales à charbon, les éoliennes puis le solaire thermique qui arrive à 300 tonnes d’acier par mégawatt. Paradoxalement peut-être, plus les énergies sont à faible densité, plus elles consomment de matière première par mégawatt.

La transition énergétique entraîne une demande en énergie croissante

4

Les politiques énergétiques se construisent à partir d’arbitrages entre contraintes multiples au moyen de scénarios qui envisagent des hypothèses sur la consommation et la disponibilité des ressources. Ici, il s’agit spécifiquement des ressources en métaux. Un scénario proposé par l’ Agence internationale pour l’énergie est repris sur la Figure 9 ; il résume l’évolu-

171

Demande mondiale d’énergie primaire par type de combustible. Les ressources fossiles restent largement majoritaires, la part du gaz augmente considérablement avec un accroissement des énergies renouvelables dont la part devrait passer au niveau mondial de 1 % en 2008 à 4 % en 2035, soit de 89 à 699 Mtep (× 9). Source : WEC 2011

5 000 Millions de tonnes équivalent pétrole

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 9

4 000

3 000

2 000

1 000

0 1980

1990

2000

2010

2020

2030 2035

Année Pétrole Gaz Charbon

Biomasse Nucléaire Hydraulique

tion de la demande en énergie primaire par type de combustible – c’est-à-dire décrit le « mix » énergétique. À l’horizon 2035, selon ce scénario, le charbon devrait chuter en production, le pétrole continuer à monter, le gaz monter plus fortement ; l’hydraulique et le nucléaire continuent à croître, mais modérément ; la biomasse connaît une croissance spectaculaire, plus encore que les autres énergies renouvelables (éolien et solaire), qui restent très minoritaires dans le mix. La part du renouvelable dans le mix, de 1 % au niveau mondial en 2008, est prévue par ce scénario à 4 % en 2035, ce qui fait une augmentation par huit de la production d’énergie, qui passe de 89 à 700 millions de tonnes d’équivalents pétrole.

172

Pour appréhender l’évolution de la demande en métaux associée à la transition énergétique (production, transport et utilisation), un horizon

Autres énergies renouvelables

plus éloigné que 2035 paraît nécessaire. On se rapporte alors de préférence à l’étude du World Energy Council, publiée en 2007, et qui envisage une vision jusqu’à l’année 2050. Elle considère quatre scénarios (S1, S2, S3 et S4, Figure 10) que différencient des paramètres politiques – degré d’engagement du gouvernement et degré d’autonomie des technologies impliquées. Pour S1 et S2, l’intégration du système énergétique est plus faible que pour S3 et S4 ; pour S1 et S4, la contrainte gouvernementale est plus faible que pour S2 et S3. Les mix énergétiques correspondant à ces scénarios sont présentés Figure 10 (A, B, C et D) – en gris le charbon, en bleu les huiles, en rouge le nucléaire et en jaune le renouvelable, vent et solaire. Le scénario S1 fait un appel important aux hydrocarbures alors que S4 donne une priorité aux

2015

2020

2035

Production d’électricité - scénario 3 11 000 10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 2015

2020

2035

Production d’électricité - scénario 2 11 000 10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0

2050

2015

D

TWh

TWh

C

B

2020

2035

2050

Les matériaux stratégiques pour l’énergie

Production d’électricité - scénario 1 11 000 10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0

TWh

TWh

A

Production d’électricité - scénario 4 11 000 10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 2015

2050

2020

Éolien, solaire

Pétrole

Hydraulique + géothermique

Nucléaire

Charbon

Biomasse et déchets

2035

2050 Gaz

Figure 10 Engagement gouvernemental fort

Engagement gouvernemental faible

E

Scénario 2

Scénario 3

Scénario 1

Scénario 4

Intégration/ coopération faibles

r enouvelables. De tels scénarios ont été discutés dans le Chapitre de P. Criqui de cet ouvrage. Ils prévoient une production d’énergie renouvelable passant de 3 % à 35 % entre 2005 et 2050,

Vision du mix énergétique jusqu’à 2050 : quatre scénarios du WEC (World Energy Concil, 2007). Les énergies renouvelables devraient en Europe passer de 3 % en 2005 à 17-24 % en 2035, puis 25-35 % en 2050, soit de 39 à 900 GW installés (× 15 à × 22 selon les scénarios).

Intégration/ coopération forts

c’est-à-dire de 40 à 900 GW installés. L’accroissement de l’appel aux énergies renouvelables est de toute façon considérable, d’un facteur de l’ordre de 15 à 22 en Europe selon les scénarios.

173

Chimie et enjeux énergétiques

Conséquence du développement des renouvelables sur la demande en métaux de base : exemple de l’acier

5

Le moteur des politiques énergétiques aujourd’hui est d’augmenter la part des énergies renouvelables puisque les ressources fossiles deviennent rares et coûteuses. Mais l’« empreinte acier » de certaines des énergies renouvelables est supérieure à celle des énergies fossiles, du moins avec les technologies employées actuellement. L’évolution de la politique énergétique va donc impacter celle de la consommation en acier, un phénomène dont il convient d’estimer l’ampleur, l ’impor tance économique ainsi que les conséquences géostratégiques.

Figure 11

Pour ce faire, les quatre scénarios du World Energy Council sont examinés sous l’angle de la consommation en acier. La Figure 11A retrace,

Facteur d’augmentation entre 2005 et 2050 x2,2

3 000

Milliers de tonnes

GW

Empreinte acier pour les différents scénarios du WEC 2007 en Europe. La production d’acier serait à augmenter de cinq millions de tonnes par an. ENR = Énergies renouvelables. A. Puissance électrique installée. B. Acier nécessaire.

2 500 x2 2 000 1 500

Énergie total

selon les scénarios, l’accroissement de la production totale d’énergie électrique en Europe entre 2005 et 2050, la Figure 11B les conséquences sur les besoins en acier. Sur cette période, la part des énergies renouvelables devrait passer de 3 % à 35 % – c’està-dire de 40 GW à 900 GW –, un facteur d’accroissement de 15 à 22 selon les scénarios. La consommation d’acier quant à elle (voir Figure 11B) s’accroîtrait globalement d’un facteur qui irait de trois à quatre, avec une part de cette consommation due aux énergies renouvelables qui passerait de 10 % aujourd’hui à environ 64 % en 2050 dans une hypothèse conservatrice où ces énergies nécessiteraient 200 tonnes d’acier par mégawatt installé sans renouvellement des installations sur cette période. La consommation annuelle supplémentaire en acier ressort ainsi, de maintenant à 2050, à environ cinq millions de tonnes pour l’Europe.

300 000

x4

250 000

x3 54 %

200 000 150 000

x22

Énergie total

x15

32 % 1 000 500

100 000

x22 x15

ENR 3%

51 % 50 000 ENR 10 %

26 % 0

0 2005

2020

2035

2005

2050

2020

174

A

2035

2050

Année

Année Total scénario 1

Total scénario 4

Acier total scénario 1

ENR scénario 1

ENR scénario 2

Acier ENR scénario 1

Acier total scénario 3 Acier ENR scénario 3

Total scénario 2

ENR scénario 3

Acier total scénario 2

Acier total scénario 4

Total scénario 3

ENR scénario 4

Acier ENR scénario 2

Part des ENR dans la production

B

Part des ENR dans la masse d’acier utilisée

150

90

120

60

30

0

30

60

90

120

Figure 12 Commerce mondial des matières premières. Les matières premières sont mondialisées, mais la transformation en acier reste régionale. Le minerai de fer et de charbon sont mondialisés et l’équilibre de l’offre et de la demande est très largement régulé par la demande chinoise et l’offre australienne et brésilienne. L’Europe n’est plus pertinente dans cet équilibre. Source : Laplace Conseil (http://www.usinenouvelle) 150

Les matériaux stratégiques pour l’énergie

silienne, l’Europe n’ayant pratiquement pas de rôle sur l’équilibre des prix déterminé par la loi de l’offre et de la demande. En revanche, l’acier lui-même reste essentiellement une production locale, ne donnant pas lieu à d’impor tants flux planétaires. La Figure 13 rappelle que le commerce de l’acier, en ce qui concerne l’Europe, reste régional : l’équilibre euro-

Un tel accroissement est évidemment porteur de conséquences importantes sur la production et le commerce mondial de l’acier et des matières premières que sa production réclame (minerai de fer et charbon). La Figure 12 représente les flux mondiaux de matières premières : les échanges sont dominés par la demande chinoise et les offres australienne et bré-

180

OCÉAN ARCTIQUE

ASIE OCÉAN PACIFIQUE

AMÉRIQUE DU NORD

OCÉAN ATLANTIQUE

OCÉAN PACIFIQUE

CARAÏBES

Équateur

OCÉANIE OCÉANIE OCÉAN PACIFIQUE

OCÉAN ATLANTIQUE

OCÉAN INDIEN

ANTARTIQUE

Figure 13 Commerce régional de l’acier. La production d’acier reste une activité régionale, les échanges intercontinentaux sont faibles et peu pérennes. L’équilibre européen repose sur la demande européenne et sur les capacités disponibles. Source : Laplace Conseil (http://www.usinenouvelle)

175

Chimie et enjeux énergétiques

péen repose sur la demande et les capacités disponibles européennes. Comment l’accroissement des besoins en acier prévus par les scénarios de production d’énergie va-t-il pouvoir être absorbé ? La comparaison entre les situations en Europe et aux États-Unis est ici pertinente. Le diagramme de la Figure 14 rappelle que les États-Unis produisent aujourd’hui 124 millions de tonnes par an et importent de l’acier, alors que l’Europe produit 172 millions de tonnes et exporte de l’acier. Par comparaison, la Chine produit aujourd’hui 600 millions de tonnes d’acier par an. Les capacités d’augmentation des productions sont estimées à 26 millions de tonnes par an pour les États-Unis, et 8 millions de tonnes par an pour l’Europe en 2020.

Figure 14

176

Production annuelle d’acier en Europe et aux États-Unis. La production américaine d’acier devrait se redresser plus vite que celle de l’Europe grâce à un accès à l’énergie (gaz) à faible coût. La demande en acier venant du secteur de l’énergie en Europe représentera plus de 60 % des capacités de production : une tension probable sur le secteur (les principaux utilisateurs d’acier en Europe sont le bâtiment (27 %) et l’automobile (16 %)). Source : l’Usine Nouvelle (www.usinenouvelle.com)

La conclusion de ces estimations est que l’accroissement de la demande en acier associée au développement des énergies renouvelables en Europe pourrait absorber plus de 60 % des possibilités d’accroissement de ses capacités de production d’acier. Une situation évidemment potentiellement génératrice de tensions sur le marché avec des conséquences sur l’industrie de l’automobile et sur celle du bâtiment qui

EU27 NAFTA Importations nettes

124

Exportations nettes

+8 MT +5 %

+26 MT +20 %

150 Production 172

2012 2020

180

2012 2020

consomment aujourd’hui à elles deux près de la moitié de l’acier produit en Europe. En ce qui concerne les ÉtatsUnis, on peut remarquer que les capacités de production d’acier sont principalement situées sur les grands gisements de gaz de schistes, ce qui peut ouvrir de plus larges perspectives de développement (Figure 15).

Conséquence sur les petits métaux : exemple des terres rares

6

L’utilisation aujourd’hui la plus stratégique des terres rares est la fabrication d’aimant s per manent s pour moteur s et génér ateur s électriques. Elle concerne sur tout deux des ter res rares, le néodyme, une terre rare légère, et le dysprosium, une terre rare lourde. Cette utilisation représente environ 21 % de la consommation totale en terres rares et devrait beaucoup s’accroître dans les années qui viennent. L’éclairage (voir plus haut) en utilise environ 8 %, les catalyseurs 20 %, et les matériaux 51 % (verres, alliages, céramiques, polissage). Dans le futur, d’autres utilisations pourront apparaître (le gadolinium dans la réfrigération par exemple). La Figure 16 montre un scénario probable d’équipement en véhicules dans le monde. Les plages en rouge correspondent aux véhicules électriques (hybrides, voitures purement électriques, voitures à hydrogène). Les autres sont les voitures classiques, à essence ou gasoil. Une très forte augmentation

* Région de Pittsburg-Cleveland : 7 BF/BOF usines + 22 EAF usines (cap. 21MtPy) ** Région de Chicago : 4 BF/BOF usines + 4 EAF usines (cap. 24MtPy) ** Région de l’Ontario : 3 BF/BOF usines + 4 EAF usines (cap. 10MtPy)

La plus grande part de la sidérurgie américaine est implantée sur les grands gisements de gaz de schistes. Source : L’Usine Nouvelle (www.usinenouvelle.com)

Canada

Principales réserves de gaz de schiste Dépôts de minerai de fer Aciéries à arc électriques Usine mixte EAF et BOF Aciérie à convertisseurs à oxygène

Figure 16

Passenger LDV sales (millions)

200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2000

Les matériaux stratégiques pour l’énergie

Figure 15

2005

2010

2015

2020

2025 Année

2030

Véhicule hybride rechargeable sur secteur Véhicule hybride rechargeable uniquement par le moteur

des véhicules électriques, créant une forte demande de moteurs électriques et donc de consommation d’aimants est prévue. La deuxième origine d’un accroissement de la demande en aimants permanents est le développement du parc éolien. Les aimants permanents en utilisent environ 200 kg/MW de néodyme et 30 kg/MW de dysprosium. Une autre technologie, aujourd’hui à l’étude, utilise des supraconducteurs qui demandent

2040

2045 2050

Gaz naturel compressé/ gaz de pétrole liquéfié (GPL)

Pile à combustible H2 Électricité

2035

Véhicules électriques

Évolution du marché de l’automobile 2000-2050. Les principales utilisations des terres rares sont dans les aimants (néodyme et dysprosium) pour les moteurs et générateurs électriques (21 %), l’éclairage (8 %), les catalyseurs (20 %), les matériaux (51 % : verres, alliages, céramiques, polissage) et dans le futur la réfrigération (gadolinium). Il y a une très forte demande sur les moteurs et générateurs électriques à haut rendement. Source : ETP 2010

Diesel conventionnel Essence conventionnelle

de l’yttrium, également un élément rare sans qu’il soit chimiquement une terre rare stricto sensu. Dans les scénarios d’évolution de la demande en énergie présentés plus haut, on envisage d’ici à 2050 une constr uc tion d’ éoliennes pour atteindre jusqu’à 14 GW/an pour les éoliennes en mer, et 48 GW/an pour les éoliennes à terre. La Figure 17 traduit différents scénarios de consommation de néodyme associée à l’équipement en

177

x 3 ,5 120 000

Évolution de la demande en néodyme selon les scénarios de développement des filières technologiques. En bleu scenario maximal, en orange scenario moyen, en vert scenario bas, en rouge production possible en 2015, en bleu horizontal production actuelle.

Néodyme Nd2O3 en tonnes

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 17

100 000 x 2 ,5

80 000

60 000 x 1 ,5 40 000

20 000 2010

Production 2015

2015

2020 2025

2030

2035 2040

2045

2050

Année

éoliennes, moteurs électriques pour l’automobile et les autres applications existantes comme les disques durs ; l’accroissement par rapport à la production de 2015 est d’un facteur de 1,5 à presque 4. La demande actuelle, de 35 000 tonnes par an, pourrait, selon les scénarios, atteindre 120 000 tonnes par an. En fait, il y a lieu de distinguer entre les terres rares légères et les terres rares lourdes. Les premières sont beaucoup plus abon-

dantes dans les minerais naturels, mais ce sont les lourdes qui sont les plus demandées par l’industrie des nouvelles technologies. Le Tableau 2 montre qu’en 2016 déjà, la demande en terres tares lourdes ne pourra pas être satisfaite alors que la demande en terres rares légères restera gérable. Le déficit en terres rares lourdes, et particulièrement en dysprosium, sera de 10 à 20 %, et son prix pourrait exploser à court terme.

Tableau 2 Prévisions de la demande et de la production de terres rares (et d’yttrium) en 2016, avec une très forte pression sur les terres rares lourdes. Source : Kingsnorth dans Éléments 2012

2016

2016

Demande

Production

Cérium

60-70 kt

65-85 t

Néodyme

25-30 kt

30-35 kt

Europium

625-725 t

450-550 t

Terbium

450-550 t

300-400 t

Dysprosium

1,5-1,8 kt

1,3-1,6 kt

Yttrium

12-14 kt

9-11 kt

Oxydes de terre rare TR légères

TR lourdes 178

Figure 18

4 (élevé)

Les économistes ont construit l’outil « matrice de criticité » pour quantifier les situations de pénurie en éléments chimiques et les gérer (Figure 18). On porte en ordonnée l’impact de la pénurie et en abscisse le risque d’approvisionnement. Ces matrices, outils d’aide à la décision pour les États, les entreprises, les acteurs économiques d’un métal, doivent être fréquemment remises à jour, car elles dépendent de nombreux facteurs, économiques, géostratégiques et humains.

Matrice de criticité des éléments montrant la relation entre le risque d’approvisionnement (toutes raisons confondues) et son impact sur les économies (ou un secteur économique). Elle est définie au niveau des États, des régions ou des acteurs économiques.

3 Criticité des métaux

2

1 (faible) 2

1 (faible)

3

4 (élevé)

Risques sur l’approvisionnement

rares parmi les risques les plus élevés (Figure 20). En particularisant l’analyse au développement des énergies renouvelables comme indiqué sur la Figure 21 (à 5 ans et à 15 ans sur les diagrammes de gauche et de droite respectivement), on met bien en relief le caractère critique des terres rares (néodyme, dysprosium, terbium ainsi qu’yttrium) dont il faut disposer pour le développement des énergies renouvelables.

La Figure 19 donne une matrice de criticité pour l’Europe, qui la révise tous les trois ans. Les terres rares sont dotées du risque d’approvisionnement maximum avec une importance économique positive, mais moyenne. La zone critique est marquée en bleu.

La matrice élaborée en France, sans surprise, affecte également risque maximum et

Le diagramme établi aux ÉtatsUnis place également les terres

Les matériaux stratégiques pour l’énergie

La notion de la criticité des éléments

Impact d’une restriction d’approvisionnement

7

Figure 19 Matrice de criticité pour l’Europe (révision théorique tous les trois ans).

5

Risque d’approvisionnement

Terres rares 4 PGM

3

Ge

Nb Mg

Sb Ga 2

In

Baryte

W

F

Be

C Co

1

Li Diatomite

0 3

Talc Perlite

Ag

Gypse Argiles Feldspath 4

5

Fe

Cu 6

7

Zn

Mo

Te

Si Ti

V Cr

Mg

Re

Ca

Borate

Ta

8

Al

Al 9

Mn Ni 10

Importance économique

179

Impact d’une restriction d’approvisionnement

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 20 Matrice de criticité pour les États-Unis (REE : terres rares, « Rare Earth Elements »).

4 (élevé)

3

Cu

Mn

Rh

In Nb

Pt REE

Ta Pd V

Ga

Ti

2

Li

1 (faible)

1 (faible)

2

3

4 (élevé)

Risques d’approvisionnement

Dysprosium

4 (haute)

3

2

Moyen terme (5-15) ans

Gallium

Cérium Lanthane Tellurium

Europium Indium

Néodyme Terbium Yttrium

Cobalt Lithium Praseodynmium Critique Sub-critique (à surveiller)

Samarium

1 (basse)

Sans risque de pénurie

1 (bas)

2

3

4 (élevé)

Importance pour les énergies renouvelables

Importance pour les énergies renouvelables

Court terme (0-5) ans

Gallium

Matrice de criticité pour les énergies renouvelables.

180

Indium Lithium Tellurium

Europium Yttrium

3 Cérium Cobalt Lanthane Praseodymium

2

Samarium

1 (basse)

Risque de pénurie d’approvisionnement

Figure 21

Néodyme Dysprosium

4 (haute)

impact maximum aux terres rares (Figure 22) ; elle considère aussi le graphite qui n’est pas un élément, mais un corps minéral. Le tableau de Mendeleïev de la Figure 23 réunit les visions des États-Unis, de l’Europe et de la France. On note la mention de l’hélium par les ÉtatsUnis, qui le justifient par sa future utilisation dans la production d’énergie par fusion

1 (bas)

2

3

4 (élevé)

Risque de pénurie d’approvisionnement

contrôlée. L’Europe considère comme prioritaires toutes les terres rares et l’yttrium, plus le gadolinium, le germanium et l’indium qui entrent dans les panneaux solaires ainsi que les catalyseurs ruthénium, rhénium, platine et polonium qui sont des éléments critiques. La France a mentionné le carbone, non pas comme combustible, mais comme matériau graphite, le niobium et le tungstène ainsi

W

Importances stratégiques pour l’industrie française

Ga Mo

T.R. Nb

Fort

Moyen

Ta Li

Be

Ge

Gra

Sb

Te

Re

Moyen

Fort

Matrice de criticité pour la France (T.R. : terres rares).

Se

Faible

Très faible Faible

Très fort

Les matériaux stratégiques pour l’énergie

Figure 22

Très fort

Risques sur les approvisionnements

TABLEAU PÉRIODIQUE DES ÉLÉMENTS Groupe de l’élément platine Éléments des Terres Rares Autres éléments critiques pour l’énergie Éléments critiques pour l’énergie photovoltaïque

que toutes les terres rares. L’ensemble des analyses montre l’importance de la contrainte sur les terres rares pour le futur, même proche.

Répondre au défi du développement des énergies renouvelables ?

8

Comment répondre au défi du développement des énergies renouvelables si les matières premières nécessaires sont

trop rares ? Répondre à cet enjeu demande une vision intégrée du cycle des matières premières pour qu’on puisse mettre en place leur gestion durable. Il faut d’abord mieux connaître le cycle des matières (Figure 24) : extraction de la mine puis cycle de production et d’usage, enfin recyclage et prise en compte d’une perte de matière, d’énergie et les diverses émissions qui sont perdues. Cette vision

Figure 23 Éléments critiques pour l’énergie définis aux États-Unis représentés dans le tableau périodique des éléments, comparés aux visions européennes et françaises.

181

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 24 Une vision intégrée du cycle des matières premières pour leur gestion durable. Source : P. Christmann, BRGM

ENT

BIENS (RÉDUCTION DE L’UTILISATION DE MATÉRIAUX)

RÉE

S

MATIÈRES PREMIÈRES

MINE

ANALYSE DE CYCLE DE VIE

PHASE D’UTILISATION

TS

HE

ÉC

,D NS

IO

ISS

ÉM

RÉUTILISATION/ RECYCLAGE

Figure 25 Carte métallogénique de l’Europe basée sur une synthèse géologique originale au 1/1 500 000 et localisant les principaux gisements européens. Source : BRGM, Ressources minérales. Contribution au Sommet de la Terre 2012. n° 15

demande le déploiement d’un important effort de recherche, qu’il convient de mettre progressivement en place. La carte des ressources minérales de l’Europe (Figure 25) a été établie il y a plus de quarante ans. Construite sur les métaux de base, elle ne contient aucune donnée sur

les terres rares. Il faut donc reprendre l’exploration sur nos territoires et redéfinir les technologies d’exploitation. Mais il faut aussi comprendre et réduire les impacts environnementaux associés à l’exploration et à l’exploitation (comprendre les conséquences de l’extraction de tel ou tel élément). Mais c’est peut-être sur les ressources minérales des fonds marins que notre ignorance est la plus grande. Des ressources minérales considérables mais non répertoriées existent sur les rides médio-océaniques. Explorer les fonds océaniques, maîtriser les technologies et comprendre les impacts environnementaux – peut-être encore plus critiques que sur les continents – est indispensable. La Figure 26 montre quelques exemples de telles ressources, sulfure ou nodules polymétalliques, présentes dans les fonds marins 2 . La

182

Aluminium Antimoine Argent Baryum

Chrome Cobalt Cuivre Diamant

Étain Fluor Fer Manganèse

Molybdène Nickel Or Plantinoïdes

Plomb-Zinc Tentale Titane Tungstène

Uranium 0

500 km

2. Voir aussi La chimie et la mer, ensemble au service de l’homme, coordonné par M.-T. Dinh-Audouin, EDP Sciences, 2009 et La chimie et la nature, chapitre de B. Goffé, coordonné par M.-T. Dinh-Audouin, D. Olivier et P. Rigny, EDP Sciences, 2012.

Figure 26 Minéralisations dans les grands fonds.

L’Europe possède près de 20 % (dont une moitié française) des « zones économiques exclusives » (ZEE) (Figure 28) et ce sont toutes des territoires situés au bord

Les matériaux stratégiques pour l’énergie

Figure 27 donne la car te des licences actuellement concédées par l’Autorité internationale des fonds marins (International Seabed Authority, ISA), qui distribue des licences d’exploration sur les eaux internationales. La France a pris en 2012 une licence sur la ride Atlantique.

Figure 27 Les enjeux de la ressource primaire. Source : Ifremer

Russie Chine, Japon, Corée, Russie, France, Allemagne Inde Chine

Licences d’exploitation dans les zones économiques exclusives (ZEE) pour les sulfures hydrothermaux Permis d’exploitation minière dans les ZEE sur les sulfures hydrothermaux en 2010-2011

Licences d’exploitation – Eaux internationales France 2012

Nodules polymétalliques

Sulfures hydrothermaux (juin 2011)

Figure 28

Mexique Chili 4 478 358

Kiribati Brésil

Micronésie Papouasie Europe 24 061127

Japon 4 478 358 Canada 5 599 077

Parts des pays sur les zones économiques exclusives (ZEE) en 2012. Total des ZEE : 138 millions de km2 sur 361 km2 d’océan. Source : Ifremer

Indonésie 6 159 032 Nouvelle Zélande 4 083 744 Autres pays 45 911 106 Russie 7 566 673 Australie 8 505 348

États-Unis 12 174 629

Norvège : 2 385 178 Inde : 2 305143 Philippines : 1 590 780 Salomon : 1 589 780 Afrique du Sud : 1 535 538 Chine : 825 000 …

183

Chimie et enjeux énergétiques

du plateau continental, ce qui assure un droit d’usage privé. Elle se doit donc d’être vigilante sur ces questions qui concernent l’ensemble des ressources métalliques, mais plus particulièrement les terres rares. La Figure 29 donne l’abondance des terres rares comparée à celle d’éléments plus classiques. En fait, elles sont presque aussi abondantes que le cuivre et le nickel ; il y a un peu moins de terres rares lourdes que légères et moins d’europium ou de samarium que de plomb, mais pas tellement moins. Au moment où les tensions sur les terres rares sont apparues, l’USGS (United States Geological Sur vey), le service géologique américain, a réévalué, à partir des données existantes, les pays qui pouvaient produire des terres rares : la Chine possède un tiers des réserves alors qu’elle produit 100 % des terres rares ; les États autour de la Russie (CEI) ont 22 % des réserves, les ÉtatsUnis 15 %, l’Australie 6 %,

Figure 29 Abondance relative de terres rares dans la croûte terrestre (en %). Des réserves importantes et bien réparties… sauf en Europe !

100

10

Co

Ni Cu

La

Y

Sc

1

Pb Sm Sn Eu

Mo Lu

0,1 Co

184

Ni Cu

La

Y

Sc

Pb Sm

Sn

Eu Mo

Lu

l’Inde 1 %. D’après cette évaluation, l’Europe n’en aurait pas ! Cela n’a pas de sens géologique et n’est qu’un signe que son territoire n’a pas été sérieusement évalué sous ce rapport (Figure 30). La Figure 31 illustre la répartition de l’exploration et des projets d’exploitation des terres rares actuellement en route au monde. De nombreux projets apparaissent aux États-Unis, au Canada, en Australie, en Afrique du Sud et évidemment en Chine, le pays producteur majeur. En fait, c’est là que les usines tournent ; ailleurs, il n’y a pas d’exploitation ou très peu. On trouve en Europe deux petites exploitations, une en Finlande, l’autre en Suède et aucune recherche en cours : l’Europe est absolument délaissée dans l’exploitation mondiale des terres rares, et ce n’est pour aucune raison objective – certainement pour aucune raison géologique. L’histoire de la Terre rend en effet peu probable une singularité européenne sur cette question. Il y a 245 millions d’années, tous les continents étaient agglomérés en un continent unique, la Pangée (Figure 32). Ce qui devait devenir l’Eurasie, ou l’Amérique, ou l’Afrique, était assemblé. Il n’y a donc pas de raison géologique pour que de grosses différences existent. La raison de l’absence de l’Europe dans les ressources en terres rares est plutôt à chercher dans le sous-investissement en recherche sur les ressources minérales qui y règne depuis plus de trente ans. Les

Répartition des réserves mondiales de terres rares réévaluées en 2007 par l’USGS.

70 60 50 40 31 %

30

25 %

22 %

20

15 %

10

6%

1% de (C an

ad

a,

In

Au str ali e

Ét at s-U ni s

Ch Ét Co in at m e si m nd un ép au en té da de nt s s

To ta

lm

on di al

0

Af A riq ut ue res … )

Millions de tonnes

80

Les matériaux stratégiques pour l’énergie

Figure 30

90

PHASE DE DÉVELOPPEMENT (AOÛT 2012) Ressources prouvées Estimation économique préliminaire Étude préfaisabilité pilote de démonstration Ingénierie/construction En production ÉTAT DES ESTIMATIONS DE RESSOURCES Ressources supposées Ressources supposées + identifiées Ressources supposées + identifiées + chiffrées Réserves probables et prouvées Ressources historiques et réserves

Figure 31 Carte des explorations et projets d’exploitation de terres rares en cours. Source : TMR (www.techmetalsresearch.com/) dans Éléments 2012

raisons sont multiples, mais dans le cas des terres rares la question de l’impact environnemental est certainement un facteur aggravant. Les préoccupations sur la qualité de l’environnement sont en effet apparues au cours des toutes dernières décennies. La Figure 33 retrace l’origine de la production mondiale depuis 1955.

Figure 32 Eurasie Amérique du Nord

Amérique du Sud

Mer de Thétys

Afrique Inde

Australie

Antartique

Pangée 245 m.a.

La géologie de l’Europe commune avec les celles des continents les plus proches (Afrique du Nord-Ouest, Amérique du Nord) n’en diffère pas fondamentalement sur les ressources en matières premières. La méconnaissance du sous-sol européen est une conséquence d’un sousinvestissement dans la recherche sur les matières premières depuis trente ans.

185

Production mondiale de terres rares depuis 1955. Le monopole de la Chine résulte de la possession sur son territoire d’une ressource en terres rares de qualité exceptionnelle, mais aussi de la non-considération des atteintes à l’environnement lors de l’exploitation et du traitement du minerai.

Production (t)

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 33

140 000 130 000 120 000 110 000 100 000 90 000 80 000 70 000 60 000 50 000 40 000 30 000 20 000 10 000 0 1956

Autres États-Unis Chine

1965

1985

Ère du placer Monazite

Ère du Mountain Pass

PÉRIODE

Actinides et lanthanides sont quasiment toujours associés dans la nature (carbonates, phosphates, silicates).

IA

1 1

HYDROGÈNE

3

6.941

Li LITHIUM

11

22.990

K 37

20

40.078

Halogènes Gaz nobles

Lanthanides

VB 6 24

47.867

50.942

Ca

Sc

Ti

CALCIUM

SCANDIUM

TITANE

VANADIUM

38

56

87.62

137.33

Cs

Ba

CÉSIUM

BARYUM

88

(226)

Ra RADIUM

He 13 5

Ne Hg

- gaz - liquide

Fe Tc

39

88.906

57-71

La-Lu Lanthanides

40

178.49

Hf HAFNIUM

89-103 104

Ac-Lr Actinides

91.224

Zr ZIRCONIUM

72

(267)

Rf RUTHERFORDIUM

41

92.906

Nb NIOBIUM

73

180.95

VIB 7 VIIB 8 25 54.938 26

51.996

Cr CHROME

42

95.94

55.845

BORE

- solide

13

- synthétique

183.84

Co

Ni

MANGANÈSE

FER

COBALT

NICKEL

43

(98)

Tc 75

186.21

44

101.07

Ru 76

190.23

Ta

W

Re

Os

TANTALE

TUNGSTÈNE

RHÉNIUM

OSMIUM

105

(268)

106

(271)

58.693

Fe

Mo

107

(272)

108

(277)

Db

Sg

Bh

Hs

DUBNIUM

SEABORGIUM

BOHRIUM

HASSIUM

45

102.91

Rh RHODIUM

77

192.22

46

109

(276)

Mt

195.08

11 29

IB 12 30

63.546

CARBONE

14

IIB 65.409

AZOTE

15

30.974

Si

P

SILICIUM

PHOSPHORE

32

72.64

33

74.922

OXYGÈNE

16

Ge

As

Se

GERMANIUM

ARSENIC

SÉLÉNIUM

107.87

Ag ARGENT

196.97

48

112.41

200.59

Hg MERCURE

111

49

114.82

In

Cd CADMIUM

80

INDIUM

81

204.38

Tl THALLIUM

50

118.71

Sn ETAIN

82

207.2

51

121.76

52

208.98

57 La masse atomique relative est donnée avec cinq chiffres significatifs. Pour les éléments qui n'ont pas de nucléides stables, la valeur entre parenthèses indique le nombre de masse de l'isotope de l'élément ayant la durée de vie la plus grande. Toutefois, pour les trois éléments (Th, Pa et U) qui ont une composition isotopique terrestre connue, une masse atomique est indiquée.

186

138.91

58

79.904

127.60

BROME

53

126.90

Te

Sb ANTIMOINE

83

(209)

85

20.180

Ne NÉON

18

39.948

Ar ARGON

36

83.798

Kr KRYPTON

54

131.29

Xe

I IODE

TELLURE

84

(210)

XÉNON

86

(222)

Pb

Bi

Po

At

Rn

PLOMB

BISMUTH

POLONIUM

ASTATE

RADON

(280)

Rg

MEITNERIUM DARMSTADTIUM ROENTGENIUM

LANTHANIDES (1) Pure Appl. Chem., 78 , No. 11 , 2051-2066 (2006)

Cl 35

Br

Ga

47

35.453

CHLORE

78.96

GALLIUM

79

17

S SOUFRE

34

HÉLIUM

10

FLUOR

32.065

ZINC

OR

(281)

18.998

F

Cu

Au

Ds

69.723

15.999

O

CUIVRE

Pt 110

ALUMINIUM

31

28.086

VIIA

14.007

N

Zn

PLATINE

Ir IRIDIUM

106.42

Pd PALLADIUM

78

26.982

VIA 17 9

VA 16 8

12.011

C

Al

VIIIB 9 10 27 58.933 28

Mn

MOLYBDÈNE TECHNÉTIUM RUTHÉNIUM

74

IVA 15 7

IIIA 14 6

10.811

B

ETAT PHYSIQUE (25 °C; 101 kPa)

Actinides

V

Y

(223)

Chalcogènes

Métaux alcalino-terreux

B

IVB 5 23

IIIB 4 22

44.956

YTTRIUM

Fr

Métaux alcalins

Métaux de transition

NOM DE L'ÉLÉMENT

3 21

Sr

FRANCIUM

10.811

BORE

STRONTIUM

87

13 5

SYMBOLE

Rb 132.91

18 VIIIA 2 4.0026

Non-métaux

Métalloïdes

24.305

RUBIDIUM

55

7

85.468

NOMBRE ATOMIQUE

Métaux

GROUPE CAS

BÉRYLLIUM

12

Mg

POTASSIUM

6

9.0122

Be

MAGNÉSIUM

39.098

GROUPE IUPAC

IIA

2 4

Na

4

5

MASSE ATOMIQUE RELATIVE (1)

SODIUM

19

?

http://www.periodni .com /fr/

1.0079

H

2

3

Ère de la Chine

TABLEAU PÉRIODIQUE DES ÉLÉMENTS

GROUPE

1

2010

les déchets. Le tableau de Mendeleïev de la Figure 35A montre les taux de recyclage dans les déchets de production de métaux, donc au niveau de l’usine. En bleu, il indique ce qui est recyclé à plus de 50 %, en vert entre 25 et 50 %, et en rouge à moins de 1 % – et il s’agit en particulier des terres rares ! La Figure 35B donne le taux de recyclage dans les déchets en fin de vie des produits. Davantage d’éléments sont recyclés à plus de 50 % (le fer, le nickel, le chrome, mais aussi les catalyseurs,

Les États-Unis étaient le principal producteur jusque vers la fin des années 1990, puis c’est la Chine qui a pris le relais, certainement parce que ses ressources étaient impor tantes (30 %) mais aussi parce qu’elle n’avait pas à considérer les atteintes à l’environnement de l’extraction et de l’exploitation des terres rares très souvent géologiquement associées avec les éléments actinides (Figure 34). Le deuxième enjeu de la recherche concerne les « ressources secondaires » : Figure 34

2002

Copyright © 2007 Eni GHQHUDOLü

140.12

59

140.91

60

144.24

La

Ce

Pr

Nd

LANTHANE

CÉRIUM

PRASÉODYME

NÉODYME

61

(145)

Pm

62

150.36

Sm

PROMÉTHIUM SAMARIUM

63

151.96

Eu

64

157.25

Gd

EUROPIUM GADOLINIUM

65

158.93

66

162.50

67

164.93

Tb

Dy

Ho

TERBIUM

DYSPROSIUM

HOLMIUM

68

167.26

Er ERBIUM

69

168.93

70

173.04

71

174.97

Tm

Yb

Lu

THULIUM

YTTERBIUM

LUTÉTIUM

ACTINIDES

89

(227)

90

232.04

91

231.04

92

238.03

Ac

Th

Pa

U

ACTINIUM

THORIUM

PROTACTINIUM

URANIUM

93

(237)

Np

94

(244)

Pu

NEPTUNIUM PLUTONIUM

95

(243)

96

(247)

Am

Cm

AMÉRICIUM

CURIUM

97

(247)

Bk

98

(251)

Cf

99

(252)

Es

BERKÉLIUM CALIFORNIUM EINSTEINIUM

100

(257)

101

(258)

Fm

Md

FERMIUM

MENDELÉVIUM

102

(259)

No

103

(262)

Lr

NOBÉLIUM LAWRENCIUM

platine, etc.) ; quelques-uns à 25-50 %, mais encore beaucoup à moins de 1 %. Sur les terres rares, on n’a aucune donnée ; il n’y a aucun recyclage en fin de vie, simplement des projets qui se mettent en place. Sur ces sujets-là évidemment, il faut appeler la recherche, accroître le recyclage, retravailler les résidus, développer les procédés de traitement bio et géo-inspirés.

B

L’évolution technologique conduit à une difficulté supplémentaire sur le recyclage, provenant de la diversité et de la dilution des éléments utilisés qui sont en croissance constante, comme l’illustre la Figure 36. Au XVIIIe siècle, on n’utilisait que six éléments pour faire tourner toute l’industrie mondiale (en particulier pour l’énergie) et, en 2000, il y en a presque cinquante en particulier pour faire tourner

Les matériaux stratégiques pour l’énergie

A

Figure 35 A. Déchets de production. B. Déchets de fin de vie. Source : UNEP IRP 2011

Figure 36 Augmentation de la complexité des assemblages métalliques dans des produits génériques.

187

Chimie et enjeux énergétiques

les énergies renouvelables. Certains de ces éléments ne sont qu’en très faible quantité et leur récupération pose donc des difficultés chimiques considérables.

Figure 37 A. Croissance de la production des éléments terres rares entre 1970 et 2007. B. Croissance projetée de la production primaire des éléments terres rares en fonction de différents taux de recyclage pour un taux de croissance global de 6 %.

Aujourd’hui, le recyclage apparaît comme nécessaire pour pallier l’insuffisance des ressources minières. La Figure 37A montre le taux de croissance de la production des terres rares dans le monde de 1970 à 2000, un taux moyen de 6 %. Une projection est indiquée en Figure 37B : actuellement, on est à 0 %. Même à 90 % de recyclage, il faut multiplier par deux les besoins en matière première ; les accès à la matière première venant de la mine resteraient donc importants même si les taux de recyclage étaient parfaits. Un enjeu scientifique et technologique serait de maîtriser les impacts environnementaux à l’échelle planétaire. La terre rare qui sert à faire tourner des éoliennes en Europe est exploitée en Chine et son impact environnemental est donc en Chine. Il a été proposé de développer des technologies propres puis de

A

Production primaire projetée (kt)

120 Production (kt)

Ceci conduit au concept de « mines vertes » développé par les Européens ; ce sont des mines à grande profondeur, invisibles, où les impacts environnementaux sont minimisés (Figure 38). Maîtriser les gouvernances et favoriser les implications du citoyen sont promus au rang d’un enjeu majeur pour reprendre l’exploitation d’une mine, et même simplement faire tourner des usines de recyclage. Dans cet esprit, la Figure 39, du Bureau de recherches géologiques et minière (BRGM), cherche à équilibrer une vision négative (déstructuration économique, pollution, déstructuration du tissu social, génération de confl its, etc.) de l’impact de l’industrie minérale avec une vision positive (impacts économiques et environnementaux réduits, source de travail).

B 140

100

Taux de croissance –6 % Données (Du et Graedel, 2011)

80 60 40 20 0 1960

1970

1980

1990 Année

188

promouvoir et de développer la notion d’observatoire pour suivre le développement d’une technologie sur l’entièreté de son cycle de vie, afin de fournir aux populations, aux politiques et aux industriels des données fiables sur les impacts d’une exploitation quelconque.

2000

2010

600 500 400 300

×4

Taux de recyclage 0% 30 % 50 % 70 % 90 %

×2

200 100 0 2000

2010

2020 Année

2030

Profondeur croissante

Défis en matière de sécurité

Éco-efficacité

Sécurité

Mine verte

Stabilité de la roche Sismicité, effondrement de la roche

Défis économiques Efficacité des ressources Réduire les rejets

Durabilité

Chaleur

Limites réglementaires

Sécurité du personnel, des équipements et des systèmes

Rapport coût-efficacité

Rencontres de besoins d’objectifs de protection

Réduction de déchets

Figure 39

DÉVELOPPEMENT DURABLE

Gouvernance

Économie

La mine verte pour maîtriser et comprendre les impacts environnementaux à l’échelle locale et globale : prévoir et mesurer les impacts environnementaux proches ou lointains du développement d’une technologie ; développer les technologies propres ; promouvoir et développer la notion d’observatoire (établir l’état zéro – flore, faune, géochimie, eau, paysage) ; suivre les activités minières en développant des bases de données certifiées et accessibles ; coordonner la recherche sur l’impact environnemental de la mine (santé, ecotoxicologie, cycle de vie, remédiation). Source : www.i2mine.eu/content/ open_access/introduction

Les matériaux stratégiques pour l’énergie

Figure 38

Environnement

Social

• Recettes budgétaires • Création de valeur ajoutée, y compris dans d’autres secteurs de l’économie • Création de capital, y compris pour les générations futures

• Réduction de l’empreinte environnementale

• Création du capital humain : - développement des compétences - accès amélioré à la santé, à l’éducation, à l’eau, aux infrastructures

• Destructuration économique • Inflation • Corruption • Dilapidation de la rente

• Pollution de l’air, des sols et des eaux • Subsidence • Impacts négatifs longtemps après la fin de la mine

• Destructuration du tissu social • Génération de conflits (utilisation du sol, accès à l’eau, propriété, partage de la richesse)

Impacts positifs (zone grise) ou négatifs (zone rouge) de l’industrie minérale, selon le degré de qualité de la gouvernance.

VISION À COURT TERME

189

Chimie et enjeux énergétiques 190

Repenser d’autres solutions pour la transition énergétique L’incertitude associée à la disponibilité des terres rares, éléments indispensables au développement des énergies renouvelables envisagé aujourd’hui, conduit à des questions fondamentales. Les solutions envisagées actuellement sont-elles réalistes ? Une grande idée serait de substituer les éléments rares par des éléments plus communs ou de modifier les procédés et les usages. En fait, toutes nos intentions de changement dans nos besoins en énergie visent à remplacer le carbone fossile par les métaux ; ils permettent dans le court terme la conversion de l’énergie solaire que le carbone fossile a réussi sur le long terme. Ces métaux particuliers sur lesquels reposent nos projets actuels ont une abondance limitée, une distribution inégale, des impacts environnementaux parfois insupportables, et leur recyclage est imparfait. Justifient-ils que l’on reconsidère l’utilisation du carbone, l’élément le plus abondant à la surface de la Terre, celui qui a les plus grandes densités énergétiques et que l’on sait mieux recycler ? On peut se poser finalement la question de revenir sur le carbone. Si la nature l’a utilisé, ce n’est pas par hasard. Ne pourrait-on pas maîtriser à l’échelle du temps humain – quelques dizaines d’années – le cycle du carbone à travers la biomasse, la valorisation du CO2 ? Transformer le CO2 en hydrocarbures déplace le problème vers la fabrication d’hydrogène nécessaire pour faire un hydrocarbure à partir du CO2. La question se pose d’accéder ou de fabriquer l’hydrogène par électrolyse, ou de transformer directement l’énergie solaire par la photosynthèse assistée. Ce sont ces questions, dans une vision de substitution, qu’il faut se poser.

La

séparation et la gestion pour la

des

déchets

nucléaires Bernard Boullis est professeur à l’Institut national des sciences et techniques nucléaires (INSTN) et enseigne également à l’École nationale supérieure de chimie de Paris et à l’École polytechnique. Après avoir dirigé le département « Radiochimie et Procédés » du CEA, il est aujourd’hui directeur des programmes portant sur « l’aval du cycle du combustible nucléaire » au CEA : retraitement du combustible usé, radionucléides à vie longue, séparation et transmutation, technologies innovantes pour de futurs systèmes nucléaires. Ce chapitre présente tous ces sujets de recherche1, qui impliquent en particulier l’intervention des chimistes.

Le nucléaire occupe une large part dans la production d’électricité en France, près de 75 %, suite à des décisions prises au début des années 1970 en réaction au premier choc pétrolier. EDF exploite 58 réacteurs aujourd’hui en France, tous des réacteurs à eau pressurisée,

appelés REP, et qui utilisent la fission de l’isotope 235 de l’uranium (Figure 1). Cet isotope n’est pas le plus abondant dans l’environnement naturel (de l’ordre de 0,7 % d’uranium 235 et 99,3 % d’uranium 238, non fissile). Le combustible utilisé est un oxyde d’uranium enrichi

1. Voir aussi : B. Boullis, M. Lecomte, Séparation et recyclage des actinides. Enjeux, avancées et perspectives (2005). L’Act. Chim., n° thématique : Sciences chimiques et déchets radioactifs, 285-286 : 110-115.

Bernard Boullis

chimie

B

Gravelines

500 Cattenam Nogent Seine

St Laurent

600

Chooz

Penly Flamanville Paluel

Dampierre

Feseenheim

Belleville

Chinon

Crises pétrolières

400

1973 TWh

Chimie et enjeux énergétiques

A

1979

300 Nucléaire

Civaux

Bugey

200 Fossile

St Alban

Blayais

Cruas

Golfech

100

Tricastin

Hydro 0 1970 1975

900 MW

1 300 MW

Figure 1 A. Le parc électronucléaire français comprend 58 réacteurs à eau (REP), traitant de l’oxyde d’uranium enrichi (UOX), fournissant 63 gigawatts d’électricité (GWe), soit plus de 410 TWh par an. B. Répartition de l’électricité produite en France par type d’énergie : 75 % de l’électricité française sont d’origine nucléaire. Source : RTE

1 500 MW

à quelques pour cent en uranium 235, dont la consommation annuelle est d’environ 1 000 tonnes par an pour l’ensemble du parc français. Avant d’examiner les solutions envisageables pour une gestion durable des matières liées à la production d’énergie nucléaire, il paraît important de revenir sur les différentes étapes du cycle du combustible nucléaire.

Le cycle du combustible nucléaire

1

1.1. Les étapes du cycle du combustible nucléaire Le cycle du combustible est l’ensemble des opérations qui conduisent de la mine où l’on va chercher l’uranium jusqu’à la gestion des déchets (Figure 2).

192

On désigne l’ensemble des opérations qui mènent de la mine au réacteur sous l’ex-

1980 1985 1990 1995 2000 2005 Année Autres renouvelables

Nucléaire

Thermique à flamme

Hydraulique

pression l’amont du cycle. L’uranium y est extrait du minerai, concentré, purifié, converti, enrichi. On compte à peu près une quinzaine de transformations successives de l’uranium entre le moment où on le prend dans le minerai et le moment où il est conditionné en combustible et entre en réacteur – un vaste champ de jeu pour les chimistes, et aussi de très larges potentialités de progrès. La gestion des combustibles déchargés des réacteurs constitue ce qu’on appelle l’aval du cycle. Puisque l’on charge chaque année 1 000 tonnes d’uranium dans le parc de réacteurs, cela veut dire que l’on en retire 1 000 tonnes qui sont des combustibles dits « usés ». Dans ces réacteurs nucléaires, l’uranium s’est transformé : l’uranium 235 a fissionné et donné naissance à des produits de fission, éléments chimiques qui se trouvent distribués sur l’ensemble des colonnes du tableau

REP UOX usé 1 000 t

UO2

Fabrication du combustible

Uranium appauvri 7 000 t

Enrichissement de l’uranium

1

Conversion de l’uranium

2

H 3

He 4

Li 11

5

12

20

K 37

Ca 38

Rb 55

Cs

13

U naturel 8 000 t

Activités minières et raffinage

87

Fr

Al 21

22

Sc 39

Sr

Y

88

Ra

La 89

ACTINIDES

périodique de Mendeleïev (Figure 2). Il s’agit en opération d’environ 700 radionucléides, et on y trouve des solides, des oxydes, des métaux, des gaz, avec une très grande diversité de propriétés chimiques. Les propriétés radioactives des produits de fission sont elles aussi très diverses ; certains sont des éléments stables, d’autres sont très radioactifs mais à durée de vie très courte, d’autres encore sont moins radioactifs mais à durée de vie très longue. Une fois que le combustible est sorti du réacteur, les radionucléides à vie courte disparaissent peu à peu et il en reste environ une centaine au bout de quelques mois. Au cours du fonctionnement du réacteur, l’isotope non fissile de l’uranium, le 238, a également évolué ; par cap-

Hf 104

An 57

LANTHANIDES

Zr 72

Ln

Ac

23

Ti 40

56

Ba

7

B

Na Mg 19

6

Be

Rf 58

Ce 90

Th

24

V 41

25

Cr 42

Mn 43

Nb Mo Tc 73

Ta 105

Db 59

Pr 91

Pa

74

75

W 106

Sg

Re 107

Bh

26

Fe 44

Ru 76

27

Hs

U Pm Sm Nd

Rh

109

Pt

29

Cu 47

Ag 79

Au

30

31

Zn 48

Ga 49

Cd 80

In 81

Hg

Tl

14

15

Si 32

Ge 50

Sn 82

Pb

9

N 16

P 33

As 51

Sb 83

Bi

10

O

F 17

S 34

Se 52

35

Po

A 36

Br 53

Te 84

Ne 18

Cl

Kr 54

I 85

At

Xe 86

Rn

110

Mt Uun

61

62

63

92

93

94

95

Np

Pd 78

Ir

60

U

Ni 46

77

Os 108

28

Co 45

8

C

64

Eu

Gd 96

65

Tb 97

Pu Am Cm Bk

66

67

Dy 98

Ho 99

Cf

Es

68

Er 100

69

Tm 101

70

Yb 102

Fm Md No

71

Lu 103

Lr

Transuraniens

Produits d’activation

Produits de fission

Produits de fission et d’activation

ture de neutrons puis émission radioactive bêta moins, il a donné naissance à ce qu’on appelle des éléments transuraniens, éléments plus lourds que l’uranium. Il s’agit essentiellement de plutonium et d’éléments présents en moindres quantités – l’américium, le curium, le neptunium – globalement désignés sous le nom d’actinides mineurs. À la sortie du réacteur, quatre années après y avoir été introduit, le combustible contient encore 95 % d’uranium résiduel, auquel s’ajoutent 4 % de produits de fission issus de l’uranium 235 et 1 % de transuraniens (environ 1 % de plutonium et 0,1 % d’actinides mineurs). Certains isotopes de l’uranium et du plutonium se prêtent à la fission nucléaire et peuvent donc être recyclés

La chimie pour la séparation et la gestion des déchets nucléaires

(UOX 1000 t)

Figure 2 L’ « amont du cycle du combustible » à gauche et l’« aval du cycle du combustible » à droite. Ordres de grandeur des concentrations des éléments présents dans le combustible (flux annuels indicatifs pour ~ 400 TWh) : uranium : ~ 95 % ; produits de fission : ~ 4 % ; transuraniens : ~ 1 % (essentiellement Pu, actinides mineurs ~ 0,1 %). REP = réacteur à eau pressurisée.

193

Chimie et enjeux énergétiques

et utilisés de nouveau dans un réacteur. Le combustible usé contient ainsi à la fois des éléments qui ont une valeur – un potentiel énergétique – et des éléments très radioactifs non fissionnables qui en font un objet potentiellement dangereux. 1.2. Que faire des combustibles usés ? Les options à retenir pour la gestion de ces combustibles usés doivent être construites sur cette double propriété. Il en existe trois principales (Figure 3) : Figure 3

A

Trois options pour la gestion des combustibles usés : l’entreposage (A), le stockage direct (B) et le recyclage (C).

B

194

C

− une première option est celle de l’entreposage, où l’on conditionne le combustible usé de façon sûre en vue de le reprendre ultérieurement. Il ne s’agit que d’une solution d’attente, qui laisse ouvert le choix du mode de gestion ultérieur. L’entreposage concerne l’immense majorité (plus de 90 %) des combustibles qui ont été déchargés dans le monde à ce jour. Il s’agit d’à peu près 300 000 tonnes de combustibles usés ; − deux options contrastées peuvent ensuite être mises en œuvre : on peut renoncer

énergétique de ces combustibles usés dans une politique de recyclage.

Le recyclage des matières du combustible usé

2

2.1. Des combustibles usés au déchet ultime Comme décrit ci-dessus, on décharge du parc français 1 000 tonnes de combustibles usés tous les ans ; on les traite en séparant ce dont on pourra tirer parti, laissant de côté ce qui constituera le déchet ultime (Figure 4).

− d’autres pays comme la France se sont aussi engagés dans une troisième option qui est de conduire une politique de valorisation du contenu

La première matière que l’on récupère est l’uranium résiduel, présent à 95 %. Ce sont

Figure 4 Le cycle des matières dans le parc français (flux annuels indicatifs pour ~ 400 TWh/an). Les différentes étapes sont : – en bleu : récupération de l’uranium résiduel ; – en rouge : récupération du plutonium ; – en vert : récupération des produits de fissions (actinides mineurs).

MOX usés 120 t (UOX 1000 t) (URE 150 t) (MOX 120 t)

La chimie pour la séparation et la gestion des déchets nucléaires

au potentiel énergétique résiduel des combustibles usés et le juger insuffisamment attrayant. On le considère alors comme un déchet. La solution de référence dans ce cas est le stockage direct du combustible en formation géologique. Aujourd’hui, il n’y a dans le monde aucun site de stockage de combustible usé opérationnel, mais certains pays y travaillent. La Finlande et la Suède devraient mettre un site de stockage en service au cours de la décennie 20202030 ;

URE usés 150 t

REP UOX usé 1 000 t TRAITEMENT

Fabrication du combustible Plutonium 10 t

Uranium appauvri 7 000 t

PF actinides mineurs 40 t

Enrichissement de l’uranium URT appauvri 8 00 t Conversion de l’uranium Uranium (URT) 950 t

U naturel 8 000 t

Activités minières et raffinage

195

Chimie et enjeux énergétiques

donc 950 tonnes qui peuvent se substituer à l’uranium extrait de la mine. La deuxième matière que l’on récupère est le plutonium, 1 % du combustible usé environ. La majeure partie des isotopes du plutonium est fissile, comme l’est l’uranium. On élabore par mélange d’oxydes de plutonium et d’uranium appauvri des combustibles mixtes appelés MOX, utilisés dans une partie des réacteurs REP du parc.

Figure 5 Procédé PUREX (Plutonium Uranium Refining by EXtraction) utilisant le tributylphosphate (TBP) (B) pour l’extraction liquide-liquide (A) de l’uranium et du plutonium des produits de fission (PF) et des actinides mineurs (AM), mis en œuvre dans l’usine de La Hague à la Pointe du Nord Cotentin (C).

Des 1 000 tonnes sorties des réacteurs chaque année, il ne reste plus que 40 tonnes d’éléments (les produits de fission et les actinides mineurs) pour lesquels on n’a pas d’usage et qui vont constituer les déchets ultimes, de masse ainsi considérablement réduite par rapport à l’ensemble du combustible usé. B

A Extractant sélectif

Ajustage, complexation

C

196

2.2. Le procédé PUREX, pour la séparation des éléments La séparation des éléments intéressants du combustible usé utilise un procédé chimique classique, l’extraction liquide-liquide. Par dissolution à l’acide nitrique, on met tout le combustible (constitué principalement d’oxyde d’uranium irradié) sous forme d’une solution aqueuse qui contient donc l’uranium, le plutonium, les produits de fission et les actinides mineurs (Figure 5A). La séparation proprement dite utilise l’affinité très sélective que présente une molécule organique, le tributylphosphate (TBP), pour l ’uranium U et le plutonium Pu, éléments que l’on veut recycler (Figure 5B). Ce composé organique est conditionné dans une solution

Les photos de la Figure 5C montrent une vue des conditions actuelles de mise en œuvre en France, à l’usine de La Hague à la Pointe Nord du Cotentin. Cette opération de séparation, dont le concept est très simple, est technologiquement très complexe du fait de la sévérité du cahier des charges. Il va s’agir d’extraire l’uranium et le plutonium avec des taux de récupération (actuellement à La Hague, il est couramment de 99,9 % pour l’uranium) et des taux d’épuration importants vis-à-vis de tous les éléments qui les accompagnent. La concentration des éléments présents dans la solution, qui seraient des contaminants dommageables s’ils étaient réintroduits en réacteurs, doit obéir à des spécifications très strictes, avec des facteurs, des taux d’épuration qui sont de l’ordre de 10 8. On voit qu’il s’agit d’aller extraire de façon très sélective les éléments d’intérêt que sont l’uranium et le plutonium. Une amélioration du procédé serait, au-delà de l’utilisation de l’extractant le plus sélectif possible (le TBP ou un substitut éventuel), de chercher simultanément à retenir dans la solution aqueuse les éléments dont on ne veut pas qu’ils s’extraient, au moyen de complexants sélectifs.

2.3. Des contraintes sévères La technologie de mise en œuvre de ces opérations doit respecter de très sévères contraintes de mise en œuvre du fait de la présence de risques que l’on ne rencontre pas dans les autres industries. Ainsi, la radioactivité des éléments que l’on manipule oblige à les confiner de façon très stricte. Les opérations vont se dérouler derrière un mètre de béton pour protéger le personnel des radiations. Également, les installations et les procédés doivent y être particulièrement fiables, car les interventions en cas d’incident sont rendues difficiles par la radioactivité. Il faut encore citer le risque de criticité, qui est le risque d’occurrence d’une réaction en chaîne incontrôlée. Il oblige à mettre en œuvre toutes ces opérations de séparation dans des géométries très spécifiques, garantissant la non-occurrence de toute excursion critique.

La chimie pour la séparation et la gestion des déchets nucléaires

organique immiscible avec la solution aqueuse. L’extraction des éléments d’intérêt que sont l’uranium et le plutonium de la solution aqueuse vers la solution organique se fait dans des colonnes d’extraction.

Les colonnes d’extraction utilisées à La Hague sont de géométrie annulaire avec un noyau bore le long de l’axe. Le bore est un piège à neutrons et est introduit pour capter les neutrons émis de façon spontanée par les espèces présentes dans la solution (tel le plutonium) et éviter ainsi le développement d’une réaction en chaîne (incident de criticité). L’industrie des matières nucléaires, qui peuvent aussi donner lieu à des applications non pacifiques, doit s’obliger à un contrôle permanent des quantités de matière pour pouvoir assurer qu’aucun détournement de matière n’a pu être opéré. Enfin, la radiosensibilité des réactifs organiques,

197

Chimie et enjeux énergétiques

propriété qui désigne leur capacité à se dégrader sous l’effet du rayonnement, impose des contraintes spécifiques, tant pour la sélection des réactifs que pour gérer les sousproduits qui peuvent en être issus par radiolyse. Le procédé PUREX est lié à la découverte au début des années 1940 des propriétés « miracles » de cette fameuse molécule, le tributylphosphate, qui allie une très grande sélectivité pour l’uranium et le plutonium par rapport à la majeure partie des autres éléments présents et une grande résistance au rayonnement. Elle permet donc de respecter l’essentiel du cahier des charges, mais son utilisation industrielle, qui a atteint sa maturité à la fin du siècle précédent, a requis de l’ordre d’un demi-siècle d’efforts de développement. 2.4. La gestion des déchets radioactifs dans le cadre du recyclage : vers le stockage géologique Figure 6 Étapes du procédé de vitrification des déchets puis de leur stockage.

198

Les déchets ultimes issus du procédé PUREX sont immobilisés dans une matrice

de verre conçue pour être particulièrement résistante puisque la radioactivité de ces déchets va rester dangereuse pendant des millénaires. On place le verre dans des conteneurs métalliques (les colis), qui restent stockés dans des puits ventilés tant que leur radioactivité est élevée et qu’ils dégagent une chaleur importante (Figure 6). La Figure 7A montre l’installation en service à La Hague. Ainsi qu’indiqué plus haut, les volumes des déchets sont relativement faibles, l’ordre de grandeur en étant de 10 à 15 conteneurs de 200 litres de verre par réacteur et par an. Leur dangerosité est importante mais ainsi confinée au sein d’un nombre limité d’objets qui peuvent être entreposés sur les sites de production. Après une période d’entreposage que l’on estime aujourd’hui de 50 à 100 ans, les colis de déchets vitrifiés devront être mis en place dans des sites géologiques appropriés. En France, ANDR A étudie la faisabilité d’un stockage dans une couche d’argile

Figure 7 Vers le stockage géologique des déchets radioactifs.

B

Un des rôles de l’installation est d’éviter que l’eau ne remette rapidement en solution les éléments radioactifs qui ont été immobilisés. Des études ont donc été conduites sur la résistance des colis visà-vis de la lixiviation par l’eau. On considère aujourd’hui, sur la base des résultats qui ont été acquis en laboratoire, qu’avec la qualité des eaux présentes dans ce stockage souterrain, l’altération du verre pourrait être de l’ordre du micromètre tous les mille ans. La nécessité de prédire les comportements des matériaux à une échelle aussi éloignée pose évidemment un défi original pour ces études, qu’il faut aborder avec l’humilité qui convient. Des conditions « d’accélération du temps » sont ainsi développées en laboratoire, pour essayer d’observer en quelques années une altération qui se produirait au bout de plusieurs millénaires. L’observation des évolutions

très longues offer tes par l’archéologie est aussi très instructive, comme l’a montré une collaboration avec le laboratoire d’archéologie du CNRS, qui analyse des objets en verre noyés en mer au large des Embiez il y a environ 2 000 ans. Après reconstitution de l’objet initial, on valide ainsi les modèles d’altération des verres dans des conditions qui, sans être exactement celles des verres nucléaires, permettent un « recalage » utile. Pour des temps plus longs, on étudie des analogues géologiques, comme certaines roches basaltiques. La Figure 8, déduite des résultats de ces études, présente les ordres de grandeur calculés par l’Agence nationale

Figure 8 Prévisions sur l’impact de l’installation de stockage sur les habitants du voisinage au cours des millénaires où les déchets resteront significativement radioactifs.

Altération

d’une cinquantaine de mètres d’épaisseur située à environ 500 mètres de profondeur sur un site de l’est de la France, entre la Meuse et la HauteMarne. Une installation de stockage devrait y être mise en service à l’horizon 2025. La Figure 7B présente un schéma conceptuel du stockage.

La chimie pour la séparation et la gestion des déchets nucléaires

A

#1 μm/1 000 ans à 25 °C

(Analogues archéologiques) 1 000 ans

Analogues géologiques 10 000 ans Années

100 000 ans

199

Chimie et enjeux énergétiques

pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA), qui fait des prévisions sur l’impact de l’installation de stockage. La figure montre que, selon ces estimations, la personne la plus exposée recevrait une dose de 1 μSv par an (mille fois moins que la radioactivité naturelle), un million d’années après la mise en stockage2. 2.5. La recherche scientifique pour l’amélioration du recyclage L’industrie du cycle du combustible en France a aujourd’hui atteint un stade de maturité remarquable : la stratégie du recyclage adoptée permet d’économiser environ 20 % de la ressource en uranium (l’utilisation du combustible MOX qui fournit à elle seule environ 10 % de la production de l’électricité nucléaire française). Elle permet également de limiter de façon très importante le volume des déchets ultimes (on a extrait l’uranium et le plutonium) et on réduit ainsi également la radiotoxicité à long terme et les risques de prolifération qui seraient associés à la présence de plutonium dans les déchets. En ce qui concerne la mise en œuvre industrielle, les solutions actuelles sont également satisfaisantes et matures, et ne produisent qu’un

200

2. L’unité Sievert (Sv), en hommage au physicien suédois Rolf Sievert qui a travaillé sur la mesure des doses radioactives et leurs effets biologiques des radiations, est utilisée pour donner une évaluation de l’impact des rayonnements sur l’homme. Elle exprime un débit de dose radioactive.

minimum de déchets secondaires. Quelles sont les principales voies de progrès ? 2.5.1. Accroître le taux d’utilisation du plutonium Le recyclage du plutonium dans les réacteurs REP de la technologie actuelle n’est aujourd’hui opéré qu’une seule fois. Une évolution de sa composition isotopique intervient en effet lors de son utilisation, conduisant à une proportion accrue d’isotopes pairs non fissiles dans les réacteurs actuels et ceci dégrade la qualité des combustibles MOX qui en sont (ou en seraient) issus. Un premier axe de progrès serait donc de pouvoir recycler de façon récurrente le plutonium et l’uranium dans les réacteurs. Cela demande d’adopter une nouvelle technologie de réacteurs et de se diriger vers les réacteurs à neutrons rapides, lesquels peuvent fissionner l’ensemble des isotopes du plutonium : il s’agit là d’un programme technologique de grande ampleur. Le multi-recyclage de l’uranium et du plutonium permettrait un considérable accroissement de la ressource en matière énergétique : il ouvrirait la voie à une extension drastique du taux d’utilisation de la ressource initiale d’uranium. La Figure 9A illustre les ressources fossiles (le gaz, le pétrole et le charbon) identifiées et « conventionnelles » (sans gaz de schiste ni uranium des phosphates) converties en Gigatep (tep = tonnes d’équivalent pétrole). Elles sont comparées aux ressources connues d’uranium qui atteignent ainsi environ

Figure 9 190 Gaz 160 Gtep

420

Pétrole 190 Gtep

Uranium 4 000 Gtep

Charbon 420 Gtep

10 % du total. En simulant une utilisation de cet uranium dans des réacteurs à neutrons rapides, on obtient le diagramme de la Figure 9B qui fait apparaître l’uranium comme, et de très loin, la principale ressource terrestre, représentant plus des trois quarts des ressources non renouvelables. 2.5.2. La gestion de la radiotoxicité à long terme Un deuxième axe de progrès consiste à aller plus loin dans l’élimination des éléments du combustible usé pour arriver à des déchets ultimes potentiellement moins dangereux sur le très long terme. Il s’agirait d’éliminer les éléments à vie très longue dans l’espoir de faciliter la gestion des déchets. La Figure 10 présente l’évolution de la radiotoxicité du combustible usé jusqu’à un million d’années : l’évolution de la toxicité totale (en noir), et la contribution des différentes familles d’éléments qui composent ce combustible usé (le plutonium (en rouge), l’uranium (en bleu), les produits de fission (en vert) et les actinides mineurs (en violet)). Dès que l’on a passé un siècle, le plutonium devient le contributeur dominant à la toxicité.

B Cela apporte un argument a posteriori à la stratégie de recyclage qui non seulement diminue la masse du déchet ultime, mais qui en élimine ce qui serait le principal contributeur à sa toxicité à long terme. On note aussi qu’après un siècle la contribution des produits de fission – qui sont pour l’essentiel des éléments à vie courte – décroît de plusieurs ordres de grandeur. Une fois le plutonium retiré (et recyclé), ce sont les actinides mineurs (un millième seulement de la masse des combustibles usés) qui apportent la contribution essentielle à la radiotoxicité à long terme des déchets ; si l’on souhaite la diminuer encore, on doit

Figure 10 Radiotoxicité du combustible nucléaire usé. Après quelques siècles : Pu >> actinides mineurs >>> produits de fission.

1010 Inventaire radiotoxique (Sv/TWhe)

A

Le potentiel des ressources fossiles. Les ressources conventionnelles identifiées : A. avec utilisation de l’uranium en réacteurs à eau ; B. avec multi-recyclage de l’uranium et du plutonium en réacteurs rapides.

160

La chimie pour la séparation et la gestion des déchets nucléaires

Uranium 60 Gtep

109 108 107 106 105 104 103 102 10 10

100

Total combustible Plutonium

1000 10000 Temps (années) Uranium Actinides mineurs

100000

1000000

Produits de fission

201

Chimie et enjeux énergétiques

donc les extraire et les recycler pour les détruire. Ainsi (Figure 11) sans actinides mineurs, les déchets nucléaires deviendraient peu radiotoxiques après quelques siècles. Ceci aurait un effet sur l’emprise surfacique de l’installation de stockage, et les évaluations récemment menées avec l’ANDRA montrent que le gain pourrait être d’un facteur 10. C’est cela qui a motivé les recherches menées sur la séparation, en vue de leur transmutation, des actinides mineurs. 2.5.3. La loi de gestion des déchets radioactifs

Figure 11 Après mille ans de stockage des déchets, il restera des actinides mineurs radiotoxiques.

Le Parlement a voté en juin 2006 une loi « pour une gestion durable des matières et des déchets radioactifs ». Cette loi reprend le principe de traitement des combustibles usés, le recyclage de certains constituants permettant de diminuer le volume et la toxicité du « déchet ultime » ; et elle indique que la solution de référence pour la gestion des déchets ultimes est le stockage géologique réversible. La loi a également fixé un calendrier. Le CEA doit évaluer pour fin 2012 les perspectives industrielles du concept de recyclage avancé (et en particulier du recyclage

Après 30 années

202

de ces actinides mineurs) et l’ANDRA doit préparer une demande d’autorisation pour un stockage en vue d’une mise en service en 2025. 2.6. Un champ de recherche original pour la chimie Le cas du technétium 99 illustre ce que peut théoriquement apporter la transmutation d’éléments radioactifs à vie longue : ce nucléide présente une période de 210 000 ans et décroît en ruthénium 99 stable. C’est donc un élément à vie très longue. Si ce noyau de technétium 99 capture un neutron, il se transforme en technétium 100, lequel décroît en ruthénium 100 (stable) avec une période radioactive de l’ordre de 15 secondes. Cette transformation conduit à un noyau, certes dans l’immédiat plus radioactif que le noyau originel, mais dont la radioactivité s’éteindra beaucoup plus rapidement : on passe d’un radioélément à vie très longue à un radioélément à vie très courte. Il serait très intéressant de pouvoir appliquer un tel schéma aux actinides mineurs, les éléments qui constituent l’essentiel de la radiotoxicité résiduelle des déchets ultimes après

Après 300 ans

Après 1 000 ans

Il s’agirait, en aval des opérations de traitement du combustible mises en œuvre aujourd’hui (dissolution du combustible usé puis extraction de l’uranium et du plutonium, voir plus haut) et avant vitrification (Figure 12), de mettre en œuvre une étape complémentaire spécifique

La chimie pour la séparation et la gestion des déchets nucléaires

quelques siècles. Cependant, le schéma simple de la transmutation du technétium ne s’applique pas directement aux actinides mineurs pour lesquels il faut envisager plusieurs réactions nucléaires successives avant d’aboutir à leur fission, qui seule permet l’obtention de radionucléides de période radioactive moindre. Ce ne peut donc être obtenu qu’au bout d’un processus long et complexe, avec des recyclages multiples au sein de réacteurs aptes à provoquer leur fission (à cet égard, les réacteurs à neutrons rapides apparaissent les plus appropriés). Et il faut bien sûr commencer par les séparer du reste des déchets, ce qui a constitué un objectif de recherche important lors des deux décennies précédentes, en France mais aussi dans de nombreux autres pays.

pour la récupération sélective de ces actinides mineurs. L’objectif est en premier lieu l’extraction de l’américium (le principal contributeur à la radiotoxicité à long terme et à la puissance thermique résiduelle des colis dans les premiers siècles du stockage) ; on s’intéresse également, mais à un degré moindre, à l’extraction du curium (dans une approche plus complète). Ces éléments sont des actinides comme le sont l’uranium et le plutonium avec des propriétés chimiques particulières. Le TBP, l’extractant utilisé pour l’uranium et le plutonium, ne présente que très peu d’affinité pour ces actinides lourds ; il faut imaginer de nouveaux extractants. Le cahier des charges de l’extractant est particulièrement sévère : il faut d’une part qu’il présente une affi nité pour l’élément à séparer (ici l’américium et le curium), mais il faut aussi que cette affinité soit sélective (le milieu est très riche, avec des produits de fission aux propriétés chimiques très diverses) et l’extraction doit être réversible. Par ailleurs, les effets du milieu sont importants : la capacité des extractants

Figure 12 Le principe de la récupération des actinides mineurs en aval du procédé de traitement du combustible usé. Entouré en rouge : des étapes complémentaires au procédé actuel de récupération d’uranium et de plutonium.

203

Chimie et enjeux énergétiques

à opérer sous flux important de rayonnements est ici une contrainte majeure, qui se révèle critique. D’autres contraintes sont également à considérer : cinétiques de réactions suffisamment élevées, propriétés physiques adaptées à une séparation rapide des phases après contact, tolérance des procédés à la présence de sousproduits générés, capacité enfin à éliminer aisément ces derniers… Cette recherche a donné lieu à des programmes foisonnants au sein de très nombreuses équipes, avec un apport considérable de la communauté académique qui a su se mobiliser sur ce sujet. Le CEA s’est orienté vers la famille des diamides, « donneurs durs » susceptibles de se lier aux actinides lourds et ne comportant pas de charge minérale (permettant ainsi d’éviter ou de limiter la formation in fine de déchets secondaires solides : une molécule ne comportant que des atomes de carbone, d’hydrogène, d’oxygène et d’azote, on peut espérer n’avoir que des sousproduits gazeux). Et l’on a ensuite cherché à transformer les critères « de procédé » listés plus haut en critères « moléculaires »,

Figure 13

204

La diméthyldioxydehexyléthoxymalonamide (DMDOHEMA), extractant retenu après un long travail d’optimisation (plusieurs dizaines de molécules synthétisées et expérimentées) pour répondre au cahier des charges.

cherchant à optimiser l’architecture moléculaire des diamides afin qu’elle réponde au mieux au cahier des charges : plusieurs dizaines de molécules différentes ont ainsi été conçues, synthétisées et expérimentées sur des échantillons réels de produits radioactifs, dans les laboratoires du CEA. Au bout de plusieurs années d’efforts de conception et de synthèse, notre molécule de référence, la diméthyldiox ydehex y léthox y malo namide (DMDOHEMA) a été sélectionnée (Figure 13). Elle apparaît aujourd’hui, compte tenu de tout ce qui a été expérimenté, comme la meilleure pour répondre au cahier des charges. L’étude du compor tement sous rayonnements de cette molécule illustre bien la complexité de ce travail d’ingénierie moléculaire. Il a fallu pour les molécules présélectionnées imaginer et vérifier quels sont les sous-produits générés sous radiolyse, donc connaître les ruptures de liaisons probables et les produits résultants. La molécule peut ainsi être optimisée avec ses points de fragilité, pour que la plupart des ruptures radiolytiques donnent naissance à des

Une molécule extractante étant sélectionnée, il est nécessaire de vérifier si elle peut donner naissance à un procédé industriel. On reproduit ainsi à l’échelle du laboratoire l’ensemble des opérations que l’on envisagerait dans une installation industrielle, afin de tester le procédé que l’on imagine et d’en évaluer les performances. On a ainsi expérimenté dans les installations du CEA de Marcoule, au sein de cellules blindées, à l’échelle de quelques kilogrammes, la viabilité de procédés de récupération de l’américium et du curium à partir d’échantillons de véritable combustible nucléaire usé. On a démontré, à l’échelle du laboratoire, la faisabilité de séparation des actinides mineurs, avec des taux de récupération de l’ordre de 99,9 %. La séparation des terres rares et des actinides Si les diamides mis au point permettent la récupération de l’américium et du curium, ils conduisent également à l’extraction de lanthanides (éléments 4f) qui ont des propriétés chimiques très voisines de celles des actinides. Les extractants très performants pour les actinides le sont également souvent pour les lanthanides. Environ le tiers des produits de fission sont des lanthanides, ce qui

les rend cinquante fois plus abondants que les actinides mineurs dans les combustibles usés. Le travail de séparation des actinides mineurs (éléments 5f) est donc impérativement à poursuivre audelà de l’étape déjà décrite : il s’agit de mettre au point la séparation entre terres rares et actinides mineurs. À l ’occasion de ces recherches, les chimistes n’ont pas été au bout de leurs surprises, comme l’illustre l’Encadré « Un défi pour les chimistes ». Une approche plus « fine » doit être mise en œuvre pour séparer ces éléments aux propriétés voisines, essentiellement « durs » c’est-à-dire aptes à s’engager plutôt dans des liaisons de type « ionique ». Cependant, les actinides sont un peu moins « durs » que les lanthanides et peuvent être engagés dans des liaisons de nature partiellement covalente avec certains ligands ; c’est cette différence que l’on cherche à exploiter pour la séparation actinides/ lanthanides, en concevant des extractants appropriés. Les ligands azotés en particulier, plus « mous », sont intéressants pour une complexation moins forte mais plus sélective des actinides ; mais si la compétition avec les lanthanides est ainsi surmontée, de tels extractants ont un caractère basique prononcé et c’est la compétition avec le proton, très abondant dans ces milieux très acides, qui affecte l’extraction des actinides. Cette complexité supplémentaire a finalement conduit à la mise au point de systèmes extractants pluriels

La chimie pour la séparation et la gestion des déchets nucléaires

produits que l’on saura gérer et éliminer. Il faut mener un travail complexe d’identification des produits formés, imaginer et valider les procédés pour les éliminer, vérifier l’innocuité des produits sur la mise en œuvre du procédé.

205

Chimie et enjeux énergétiques

UN DÉFI POUR LES CHIMISTES La recherche de molécules présentant une affinité sélective envers les actinides s’est orientée vers des extractants à motif « pyridinique », les atomes d’azote étant présumés pouvoir être engagés dans des liaisons de nature partiellement covalente avec les actinides. Mais les diverses architectures synthétisées ne présentaient qu’une sélectivité médiocre, et encore fallait-il les mettre en œuvre en association synergique avec des anions lipophiles et après avoir considérablement abaissé la teneur en acide de la phase aqueuse. Soudain, une pépite, une molécule (« BTP », bis-triazinylpyridine) qui présente un facteur de sélectivité cent fois plus fort que les autres, en utilisation directe sur la solution acide (Figure 14) ! Elle est proposée la première fois par Kolarik dans le cadre d’un projet européen. De nombreux essais en laboratoire confirment que, oui, cela fonctionne ! Elle extrait cent fois mieux l’américium que l’europium. Excitation !

Figure 14 Selectivité actinides versus lanthanides : les « BTP » et les autres…

Il a fallu pourtant ensuite déchanter : la molécule était fragile et, en présence des solutions de produits de fission, perdait ses propriétés en quelques jours (Figure 15). L’analyse des produits de dégradation permet l’identification des points de fragilité, ce qui conduit à imaginer des « BTP renforcées », qui restent efficaces et qui tiennent !!

Figure 15 Après avoir identifié le point de fragilité de la molécule, les chimistes ont su la transformer par synthèse en une molécule plus stable en supprimant ce point de fragilité.

Reste une frustration : certes, on a su concevoir des molécules répondant à l’imposant cahier des charges qui s’impose à des extractants potentiellement industrialisables. Mais on reste très loin d’avoir identifié et maîtrisé les phénomènes fondamentaux qui sont à la base des performances observées (ce qui « fait » la sélectivité d’un extractant est la résultante de processus très divers et éminemment complexes). 206

La chimie pour la séparation et la gestion des déchets nucléaires

C’est pourquoi le CEA s’est résolument engagé dans des collaborations avec le monde académique pour adresser ces diverses questions en cherchant à tirer le meilleur parti des diverses approches envisageables (tant théoriques qu’expérimentales) ; cela a en particulier abouti à la création de l’Institut de chimie séparative de Marcoule, associant le CNRS, l’université de Montpellier l’École de chimie de Montpellier et le CEA (Figure 16) – en vue de décrypter les mécanismes fondamentaux… qui sont complexes mais dont on espère qu’ils seront ainsi surmontés, pour nous doter des meilleurs outils pour la conception de futurs extractants, aptes à répondre aux objectifs de séparation des systèmes nucléaires de demain.

Figure 16 L’Institut de chimie séparative de Marcoule (CNRS - UM2 - ENSCM - CEA).

207

Chimie et enjeux énergétiques

et complexes pour aboutir à l’extraction quantitative et sélective des actinides. Là encore, il a fallu appliquer la démarche exposée plus haut : identification de molécules d’intérêt, vérification de leurs propriétés, essais de procédés pour montrer la faisabilité, réalisations de pilotes à

l’échelle du laboratoire. Mais là encore, les résultats obtenus sur des installations pilotes ont été concluants : on sait, à l’échelle du laboratoire, extraire quantitativement et avec une grande sélectivité les actinides mineurs d’une solution de dissolution des combustibles usés.

Chimie séparative et cycle du combustible nucléaire : quel rôle, quels enjeux pour demain ?

208

Si l’énergie nucléaire est issue de la recherche des physiciens, la chimie y occupe aujourd’hui une place essentielle. La chimie séparative a permis, par ses développements dans l’amont du cycle (des activités minières à la fabrication des combustibles), l’avènement de systèmes nucléaires ayant aujourd’hui atteint leur pleine maturité industrielle. Ce sont maintenant les questions relatives à l’aval du cycle qui la placent au cœur des enjeux de « durabilité » : il est évident qu’une gestion durable des matières et des déchets radioactifs repose pour une très large part sur la capacité que l’on aura à opérer un recyclage efficace du combustible usé, qu’il s’agisse d’utiliser au mieux les ressources naturelles en uranium ou de limiter la nocivité des déchets produits. L’Encadré « La séparation des actinides : bilan des recherches fin 2012 » synthétise l’état du savoir-faire actuel. La recherche en chimie séparative est donc essentielle pour les systèmes nucléaires de nouvelle génération, aujourd’hui à l’étude. La complexité des processus chimiques mis en jeu, l’extrême diversité des propriétés des éléments présents dans les combustibles usés, la sévérité

On sait récupérer l’uranium et le plutonium à l’échelle industrielle (procédé PUREX, Figure 17). Un nouveau concept, dit « COEX », a été mis au point pour une gestion conjointe de ces éléments. En aval, les recherches ont permis de valider à l’échelle du laboratoire des étapes complémentaires, mettant en œuvre de nouveaux extractants, pour extraire l’américium (procédé EXAm), le cas échéant avec le curium (procédés DIAMEX et SANEX). On a également expérimenté un procédé qui permettrait de gérer de façon groupée l’ensemble des transuraniens (plutonium et actinides mineurs). Ces résultats ont été rapportés dans un dossier remis au gouvernement fin 2012, répondant ainsi aux attentes de la loi du 28 juin 2006 relative à la « gestion durable des matières et déchets radioactifs ». Les recherches se poursuivent aujourd’hui, notamment pour optimiser et consolider les divers concepts mis au point.

La chimie pour la séparation et la gestion des déchets nucléaires

LA SÉPARATION DES ACTINIDES : BILAN DES RECHERCHES FIN 2012

Figure 17 Les procédés de séparation des actinides : le bilan des recherches fin 2012.

des contraintes qui s’appliquent à des procédés opérant sur des matières radioactives, sont autant de défis pour les ingénieurs chimistes, qui doivent pouvoir s’appuyer sur une recherche fondamentale de premier plan en ce domaine.

209

7KLVSDJHLQWHQWLRQDOO\OHIWEODQN

biomasse,

matière première

renouvelable

d’avenir

Jean-François Rous est directeur de l’Innovation du groupe Sofiprotéol 1 depuis 2010. Sa principale mission est de développer et de conduire la vision Innovation du groupe dans les secteurs de l’énergie et de la chimie durables, de l’alimentation humaine et de la nutrition animale. Dans ce chapitre, il aborde la biomasse en tant que matière renouvelable pour l’énergie.

En abordant la biomasse en tant que matière renouvelable pour l’énergie, un point important à savoir est que l’enjeu de la biomasse est principalement de fournir de la matière alimentaire pour la population. Ce point clé est essentiel pour comprendre les évolutions au cours des âges, et surtout à venir, concernant cette matière première. Il faut de plus noter que le développement de l’utilisation de la biomasse comme matière première énergétique dans des usages diversifiés est ré1. www. sofiproteol.com

cent, et que les thématiques qui y sont liées n’ont pas encore atteint leur maturité industrielle.

1

Les grandes évolutions

Sans examiner dans le détail l’historique des grandes évolutions de l’énergie, les quelques points de repère figurés en rouge sur la Figure 1 montrent que la matière végétale – et l’huile en particulier – est depuis très longtemps utilisée pour

D’après la conférence de Jean-François Rous

La

Chimie et enjeux énergétiques

Lampe à graisse animale (Lascaux)

Lampe à huile

– 10000 BC – 10000 BC

– 8000 BC

Domestication des animaux et élevage du cheval Âge du feu

– 3000 BC

1300

Moulin à vent à axe horizontal

Roue à vent pales et axe vertical (Asie)

1787

Révolution industrielle, utilisation massive du charbon

Premier générateur électrique (Volta)

Moteur diesel huile végétale 1882

+ 1885

1930

Historique des grandes évolutions de l’énergie.

212

1938

1942

Première fission de l’atome

Utilisation massive du pétrole

Figure 1

Premier puit de pétrole (Pensylvanie, Edwin Drake, USA)

Développement énergie nucléaire

Découverte et exploitation de la houille blanche (Deprez) Première centrale électrique au charbon (New-York) éclairage

Utilisation du bois, huile, énergie musculaire

Effet photo- Lampe voltaïque à pétrole Becquerel 1810 1859

1800

Utilisation de la machine à vapeur

Exploitation du charbon suite à une pénurie de bois

– 200 BC +700 AD +1000 AD

Utilisation de l’hydraulique (Romains) Moulins à eau (Europe centrale)

Invention de la roue, traction animale, exploitation du vent Début de l’agriculture

1200

– 2000 BC

Moyen-Âge

1973

1980

Première choc pétrolier

Premier pile nucléaire Université de Chicago

Panel énergies renouvelables + fossiles 2050

Deuxième choc pétrolier

d’autres usages que celui de nourrir les populations.

turel et biotransformée par les chevaux en énergie.

On s’éclairait déjà avec de la graisse il y a 12 000 ans et il est intéressant de constater que le premier moteur Diesel dans les années 1900 fonctionnait à partir d’huiles végétales et non de carburants fossiles. Faire des biocarburants à partir de l’huile n’est donc pas une invention récente.

Concernant la transition énergétique à venir, plusieurs autres chapitres de cet ouvrage montrent clairement qu’il sera nécessaire de recourir à un mix énergétique, dans lequel la biomasse interviendra sans faillir à sa mission première qui est de nourrir les gens.

De fait, le second biocarburant connu avant l’arrivée du pétrole était l’avoine : 5 millions d’hectares étaient utilisés pour produire l’avoine qui servait de nourriture aux chevaux pour véhiculer les populations, les marchandises. C’est une autre forme de biocarburant, même si elle était utilisée à l’état na-

L’évolution des productions des énergies fossiles (elle aussi présentée par d’autres auteurs de cet ouvrage) est rappelée sur la Figure 2 et montre que, quoi qu’il arrive, ces énergies fossiles auront tendance à disparaître à des horizons plus ou moins lointains. L’autre élément à prendre en compte (rappelé lui aussi tout

45

Profils de l’évolution des productions mondiales de pétrole et de gaz. Source : ASPO (Association for the Study of Peak Oil and Gas) Base Case, 2009

40 35 30 25 20 15 10 5 0 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 Année Pétrole conventionnel

En eau profonde

Gaz naturel liquide

Pétrole lourd

En région polaire

Gaz non conventionnel (gaz de schiste,…)

au long de cet ouvrage) est l’accroissement de la population mondiale (Figure 3), qui atteindra plus de 9 milliards d’habitants en 2050. Nous devrons donc aussi trouver des solutions pour nourrir cette population qui croît beaucoup plus rapidement que les productions agricoles. Si l’on considère donc maintenant l’évolution possible des terres cultivées dans les différents pays du monde,

Gaz

elle est heureusement plus optimiste. On constate sur la Figure 4 que, en 2005, seulement 31 % des terres arables sont cultivées dans le monde et force est de constater que l’on est encore loin d’exploiter toutes les surfaces agricoles potentielles ; mais ce potentiel est géographiquement très différemment reparti et il est en particulier beaucoup plus faible en Europe et en Asie du Sud-Est qu’en Afrique, en Figure 3

Projections

6 000

Asie/ Océanie

5 000 Population en millions

La biomasse, matière première renouvelable d’avenir

Milliards de barils d’équivalent pétrole par an

Figure 2

50

4 000

Évolution de la population mondiale par continent. Source : ONU, World Population Prospect. The 2006 revision population database

3 000 Afrique 2 000 Amérique Latine Europe Amérique du Nord

1 000

0 1850

1900

1950 2000 Année

2050

2100

213

1 000 800 600 400 21 %

200

48 %

20 %

77 %

62 %

21 % 12 %

18 %

28 %

0 Af riq

ue As et ie c or en ie tra nt le al Am e ér du iq Su u e Am d du éri No que (in rd clu an Eu t R ro us pe sie ) Oc éa ni As e ie du du S Su ud d et Es M t oy en Or ie nt Am é ce riq nt u ra e le

Terres arables en millions d’hectares

Chimie et enjeux énergétiques

1 513 millions d’hectares, la majorité des terres arables étant occupée par la forêt et les pâturages. En préservant les surfaces forestières, on dispose néanmoins d’un potentiel considérable en pâturages (3 340 millions d’hectares) sur lequel on pourrait prélever d’ici 2050, 500 millions d’hectares qui seraient transformés en cultures, en intégrant un mode de gestion minimisant les émissions de gaz à effet de serre.

1 200

Terres cultivées

Terres cultivables

2.2. Accroître les rendements Figure 4 Évolution des terres arables. D’après la FAO (Food and Agriculture Organization of the United Nations), 31 % des terres arables sont cultivées dans le monde en 2005. Écart global : 2 200-2 600 M hectares. Source : Centre d’étude du MAAP (Mission Agro-Alimentaire Pyrénées)

Asie centrale et orientale ou en Amérique du Sud qui sont des zones sur lesquelles il reste une marge de progrès.

Comment augmenter les ressources végétales ?

2

2.1. Optimiser l’occupation des sols Le premier facteur sur lequel on peut agir est l’optimisation de l’occupation des sols. Actuellement, les cultures, représentées en bleu sur la Figure 5, n’occupent que

Figure 5 Potentiel d’optimisation des sols. 500 millions d’hectares (+ 39 %) sont potentiellement transformables en cultures, avec une bonne gestion de l’eau, des fertilisants et une croissance modérée des rendements, tout en préservant les zones naturelles et les forêts. Source : Agrimonde (2010), scénario 1 (système alimentaire et agricole durable)

La Figure 6 montre l’évolution mondiale de rendements pour différentes cultures sur les 45 dernières années. La betterave n’est pas reportée sur ce graphique, car cette culture est spécifique à l’Europe. Elle a pourtant connu une croissance extraordinaire sur les 15-20 dernières années avec un accroissement par 4 de la production, une multiplication par 4 des rendements, tout en ayant diminué par 4 l’utilisation d’intrants.

2000 En millions d’hectares

2050 En millions d’hectares + 39 %

1513

2103

3886

3925 3340

2839 – 15 %

Cultures

214

Un autre facteur important sur lequel il est possible d’agir est l’accroissement des rendements.

Pâtures

Forêts

Augmentation du rendement de production à l’hectare pour une gamme d’aliments de base et de plantes à fibres, entre 1961 et 2005. Remarque : depuis 2005, on voit une tendance au tassement. Source : FAOSTAT, 2007

250 200 150 100 50 1960

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

Année Cultures oléagineuses Paddy de riz

Ces éléments factuels démontrent la nécessité de prendre en compte des spécificités locales et, par conséquent, les solutions tendant vers la transition énergétique passeront effectivement par un mix, adapté aux logiques et stratégies territoriales. Il s’agit réellement d’un atout que de disposer de filières de productions végétales performantes et dans cet exemple la culture de betterave présente des marges de progrès. La quantité de sucre obtenue par hectare et par an est supérieure à la production de la canne à sucre, qui demande deux récoltes par an. La canne à sucre conserve cependant le leadership au niveau mondial. On observe globalement depuis quelques années une stagnation des rendements des productions végétales au niveau mondial, probablement en raison de certains aléas climatiques survenus ces dernières années, zone par zone. L’accroissement des rendements est un des grands enjeux pour les semenciers, la recherche et le développement agricole, les producteurs et les organismes agri-

Sorgho Canne à sucre

coles. La sélection variétale, la mise en place de nouvelles techniques agronomiques, l’adaptation au changement climatique nécessiteront des efforts considérables dans les prochaines années. 2.3. Réduire les pertes L’agriculture produit 4 600 kilocalories par être humain et par jour sur la planète. Mais dès la récolte, des pertes de matières inter viennent au niveau de la collecte, du transport et du stockage, qui contribuent à réduire cette disponibilité énergétique de 600 kilocalories (Figure 7). La production de protéines

Kilocalories par habitant par jour

Blé Maïs

La biomasse, matière première renouvelable d’avenir

Indice de rendement (1961 = 100)

Figure 6

300

5 000

Figure 7 Pertes d’énergie, conversions et gaspillages dans la chaîne alimentaire, du champ à nos repas ! Source : Smil (2000). Illustration : Britt-Louise Andersson, SIWI

Récolte comestible : + 4 600 Pertes post-récoltes : – 600

4 000 Alimentation animale : – 1 700 3 000

2 800 Viande et produits laitiers : + 500

2 000

Pertes et gaspillage dans la distribution et les ménages : – 800

Disponibilité nette à la consommation : + 2 000

1 000

Champ

Repas

215

Chimie et enjeux énergétiques

animales (régime carné) consomme environ 1 700 kilocalories sous forme d’aliments végétaux et restitue pour l’alimentation humaine de l’ordre de 500 kilocalories. Dans les pays développés, s’ajoute une perte supplémentaire due à la distribution et à la consommation. Le résultat net est qu’il reste 2 000 kilocalories disponibles sur les 4 600 produites au départ (Figure 7). On dispose donc d’un potentiel très conséquent d’économie : en récupérant 1 500 kilocalories sur les 2 600 perdues, un grand pas serait fait vers l’amélioration de notre capacité à nourrir la planète.

3

Les grands usages de la biomasse

3.1. L’alimentation, une priorité Le premier usage de la biomasse est l’alimentation ; la biomasse – et l’agriculture en particulier – sert avant tout à nourrir les populations. Plusieurs scénarios prospectifs sont proposés par les grands organismes pour prévoir les besoins alimentaires du monde en 2050 et en déduire les surfaces à cultiver.

216

Le premier scénario, celui de la FAO (Food and Agriculture Organization of the United Nations), estime que 90 % des besoins alimentaires seront satisfaits par l’accroissement des rendements. Cela semble difficile, car nous avons vu précédemment que l’on observe maintenant une tendance à une stagnation des rendements pour les grandes cultures. Les 10 % restants seraient couverts par l’augmentation des

surfaces cultivées ; cette prévision est beaucoup plus réaliste : elle ne représente que 70 millions d’hectares, à comparer aux 500 millions d’hectares de pâtures qui pourraient basculer vers la culture. Le deuxième scénario est proposé par Agrimonde 2050, organisme de prospective mis en place par l’Institut national de la recherche agronomique (INRA). L’analyse semble plus réaliste aujourd’hui en termes de faisabilité, puisqu’il inclut la préservation des zones naturelles forestières et considère un faible accroissement des rendements. Dans ces conditions, l’augmentation des surfaces supplémentaires à cultiver s’élèverait à 336 millions d’hectares, pouvant satisfaire les besoins alimentaires de la population en 2050. Cet objectif est théoriquement possible à atteindre, en comparaison des 500 millions d’hectares potentiellement mobilisables dans ce scénario « délicat ». 3.2. La transition énergétique L’autre enjeu pour la biomasse concerne son rôle dans le mix énergétique (Figure 8). Le débat sur la répartition en 2050 des différentes ressources énergétiques laisse place à de nombreuses hypothèses. Néanmoins, il est admis globalement d’aller vers une diminution de la disponibilité en énergies fossiles, une réduction ou une stagnation de la production d’énergie nucléaire, un développement des ressources en énergies renouvelables, dont partiellement l’utilisation de la biomasse pour couvrir les demandes en électricité, en chaleur, en carburants.

Consommation finale d’énergie (EJ/a)

Utilisation mondiale de la bioénergie comparée aux autres sources d’énergie, renouvelables et non renouvelables. Prévision de la répartition des ressources en énergie pour 2050 : – énergies renouvelables : pour le GIEC : 77 % (mai 2011) ; pour Ecofys (2010) : 90 % ; – la biomasse représenterait 40 % du marché de l’énergie.

350 300 250 200 150 100 50 0 2000

2010

2020

2030

2040

2050

Année Fossiles et nucléaire Biocarburant pour les transports

Biocarburant pour le chauffage industriel Biocarburant pour le chauffage

3.3. Les transports : prospective de l’évolution des biocarburants Dans le cadre des études de l’IEA (International Energy Agency), un rapport prospectif sur l’évolution des biocarburants à l’horizon 2050 a été réalisé, dont les résultats sont résumés sur la Figure 9A. A

Bioélectricité Autres énergies renouvelables

Ce scénario prévoit un accroissement des productions de biodiesel et bioéthanol issus de ressources lignocellulosiques et la disparition du biodiesel ex-huiles végétales et bioéthanol exbetterave, ex-blé, ex-maïs de première génér ation. Dans cette prospective, le bioéthanol ex-canne à sucre B

35

La biomasse, matière première renouvelable d’avenir

Figure 8

400

Figure 9 Besoins en biocarburants (A) et en terres (B). Besoins de surface pour les biocarburants en 2050 : 58 millions d’ha selon la FAO, 100 millions d’ha selon l’IAE 2008, 224 millions d’ha selon Agrimonde. Source : IEA analysis based on IEA, 2010

110 100

30

90

Millions d’hectares

Énergie (en EJ)

25 20 15

10

80 70 60 50 40

30 20

5

10 0

0

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Année

2010 2015 2020 2025

2030 2035 2040 2045 2050 Année

Biométhane

Biojet

Biodiesel avancé (2e et 3e génération)

Biodiesel conventionnel

Éthanol cellulosique

Éthanol de canne à sucre

Éthanol conventionnel

217

Chimie et enjeux énergétiques

pour suit son développement. Actuellement, les biocarburants avancés, bio-jet et bio-méthane sont encore marginaux ou non existants aujourd’hui et représentent des hypothèses de marchés à ce stade. L’avenir de ces biocarburants s’affirme comme un véritable défi qui exigera un mix de solutions en fonction des usages, associé à un mix de ressources locales de biomasse en qualité et quantité. À titre d’exemple, pour les futurs biodiesels, la voie de recherche prépondérante aujourd’hui est la voie thermochimique dite BTL (Biomass to liquid), avec des enjeux considérables de recherche pour les chimistes pour transformer différents types de biomasse en hydrocarbures (voir aussi le Chapitre de S. Jullian). 3.4. La biomasse : un vaste chantier pour la chimie Une stratégie consiste à scinder les molécules issues de la nature en monoxyde de carbone et hydrogène, et de les recombiner pour former des hydrocarbures par une réaction de synthèse dite de type Fischer-Tropsch. Ce procédé est ancien puisqu’il a été développé en 1918 pour valoriser le charbon2 sous forme de carburant liquide.

218

2. Le procédé Fischer-Tropsch permet de produire du pétrole brut de synthèse à partir de charbon ou de gaz, selon une réaction chimique où du monoxyde de carbone CO et de l’hydrogène sont convertis en hydrocarbures CnH2n+2 en présence d’un catalyseur (par exemple à base de fer, cobalt, ruthénium, etc.) : (2n + 1)H2 + n CO → CnH2n+2 + nH2O.

La transformation de la biomasse par cette voie implique de prendre en compte les caractéristiques de la composition organique et minérale de la matière végétale (présence de silice, de chlore…). Il sera nécessaire par exemple de trouver des solutions dans le domaine de la catalyse pour développer des technologies permettant à la fois de purifier efficacement le mélange de monoxyde de carbone et d’hydrogène en amont, et de contrôler la réaction de Fischer-Tropsch ; les catalyseurs actuels ont tendance à vieillir prématurément. Dans l’optique d’atteindre en 2050 les productions de biocarburants précédemment évoquées, l’enjeu est aussi de soutenir une recherche coûteuse sur ces procédés. On dénombre aujourd’hui dans le monde davantage de projets qui s’arrêtent, que de projets qui démarrent sur ce sujet ! La chimie, qui suit cette étape, est elle aussi un vaste chantier de recherche, si la finalité est de substituer des produits issus de la biomasse au naphta. La Figure 10 en résume à la fois l’intérêt et la diffi culté. Le pétrole est constitué principalement de carbone, d’hydrogène, et d’une faible proportion d’autres éléments. La biomasse se compose de carbone, d’hydrogène, mais aussi d’oxygène et d’azote, dans des ratios variables. Par exemple, le glucose comprend autant d’oxygène que de carbone, ce qui induit une approche différente d’une chimie développée à partir du charbon ou du pétrole, pour lesquels les transformations demandent d’apporter de l’oxygène.

Un vaste chantier attend les chimistes pour remplacer le naphta pétrolier par la biomasse.

Cet apprentissage à « faire des chimies de réduction » devrait viser à revenir aux molécules usuelles de base, voire à développer d’autres types de molécules et par conséquent à mettre au point de nouveaux procédés. D’autre part, la question se pose de la nécessité de « déconstruire » la biomasse dans sa totalité, pour construire à nouveau et réassembler ensuite les fractions. La biomasse est riche de multiples composants, à extraire et purifier, valorisables comme ressources directes de matières premières dans des types variés de réactions chimiques. Quelles sont les combinaisons les plus prometteuses ?

Perspectives du secteur agro-industriel

4

4.1. La connaissance détaillée des ressources Il faut parler de « biomasses », en raison de la diversité des ressources et des caractéristiques de la biomasse. Des biomasses agricoles et forestières multiples et variées (plantes entières, graines, résidus de graines,

pailles, plaquettes forestières, branches, troncs…), des biomasses ligno-cellulosiques, des biomasses constituées de déchets fermentescibles d’ordures ménagères… constituent un ensemble disparate très complexe, au niveau national (Tableau 1), et encore plus au niveau international.

La biomasse, matière première renouvelable d’avenir

Figure 10

On attend des acteurs du secteur industriel une connaissance approfondie de ces biomasses, de leurs potentiels, de leurs disponibilités en quantité et qualité, puis d’acquérir le savoir-faire dans la collecte, le stockage, la distribution – et le développement. Pour bâtir des stratégies, il revient aux organismes de recherche et de développement d’analyser les potentialités de développement des ressources. De nombreuses études ont été engagées pour identifier les forces et les faiblesses d’une mobilisation des biomasses. Par exemple, la Figure 11 montre l’efficience de la photosynthèse pour la production végétale agricole et forestière sur le territoire national. Les zones vertes représentent des conditions climatiques optimales de croissance sur le territoire national. Une stratégie

219

Chimie et enjeux énergétiques

Tableau 1 Mobilisation massive de la biomasse en respect règlementaire des politiques énergétiques de substitution des énergies d’origine fossile. Tep = tonnes d’équivalent pétrole. Référence : Claude Roy

Ressources mobilisables (tep primaires/an)

2008

2020/2030

~ 2050 ?

Bio-déchets

1 M tep

3-4 M tep

6 M tep ?

Déchet industriel banal bois

1,5 M tep

3 M tep

4 M tep ?

Bois bûche

7 M tep

7 M tep ?

7 M tep ?

Plaquettes forestières/ élagage

0,2 M tep

3-4 M tep

6 M tep ?

Paille et co-produits agricoles

~0

1-2 M tep

1-2 M tep ?

Nouvelles productions dédiées

2 M tep (1 M ha)

5 M tep (2,2 Mha)

4-5 Mha ? (> 10 M tep ?)

Total

~ 12 M tep/an

~ 24 M tep/an

> 35 M tep/an ?

Figure 11 Efficience de la photosynthèse pour la production végétale en France. Référence : FranceAgrimer, Observatoire de la biomasse. Sources : Météo France, 2009. IGN, BD Alti®, MNT 250 m, 2009. IGN, GEOFLA® Départements, 2009. Union européenne – Soes, CORINE Land Cover, 2009. © INFOSOL, INRA Orléans, 1998. Adapté par la Chambre Régionale d’Agriculture du Centre, 2009.

Légende Très faible (1) Faible (2) Moyen (3) Élevé (4) Très élevé (5) Kilomètres 0 50

pourrait consister à reconsidérer les productions et l’occupation des sols dans ces régions pour s’orienter vers des cultures plus productives en biomasse.

220

Le Tableau 2 fait état du recensement par FranceAgriMer des ressources prévisionnelles mobilisables pouvant être destinées à l’implanta-

200

400

tion d’unités industrielles de valorisation, sans porter préjudice aux usages existants. 4.2. Le développement de procédés efficaces Le secteur agro-industriel doit développer des procédés efficaces pour permettre l’accès aux molécules intermédiaires

Potentiel annuel de production de biomasse agricole brute en France (potentialité pédo-climatique + accessibilité) : – 140 millions de tonnes (intégrant cultures, vignes, pâture…) ; – soit environ 47 millions de tep. Potentiel annuel de production de biomasse forestière brute en France (potentialité pédo-climatique + accessibilité) : – 64 millions de tonnes (pour un stock de 2 000 millions de tonnes) ; – soit environ 19 millions de tep. tMS : tonne matière sèche ; tMB : tonne matière brute

Ressources 1. Agriculture

Unité Cultures dédiées Résidus cultures annuelles

Déchets cultures pérennes

33

0

Pailles de céréales milliers tMS/an

66 397

7 515

Pailles d’oléagineux

milliers tMS/an

2 645

1 190

Cannes de maïs

Milliers tMS/an

5 800

2 900

Entretien/ renouvellement vignes

milliers tMS/an

1 750

nd

Entretien/ renouvellement vergers

milliers tMS/an

646

nd

Issues de silo Effluents d’élevage

2. Forêts

milliers tMS/an

Volume Volume total supp. produit Disponible

439

nd

Fumier

milliers t/an milliers tMB/an

89 647

481 (H1) 89 647 (H2)

Lisier

milliers tMB/an 180 240

7 500 (H1) 32 140 (H2)

Bois de taille haies et alignements

milliers m3/an

3 619

1 774

Forêts (hors peupleraies)

BIBE

milliers m3/an

68 100

28 300

MB

milliers m3/an

13 400

8 100

Peupleraies

BIBE

milliers m3/an

547

100

236

189

MB

3

milliers m /an

La biomasse, matière première renouvelable d’avenir

Tableau 2

Source : FranceAgriMer, Observatoire national des ressources en biomasse 2012

ou aux molécules-briques de base (building-blocks), qui seront ensuite utilisées par les acteurs de la chimie comme matière première pour les procédés chimiques existants. Concernant les nouveaux processus de transformation à

développer, deux grandes familles se distinguent : la voie de la thermochimie et la voie de la biotechnologie/chimie (Figure 12). Le domaine des biotechnologies est en plein essor et la biotechnologie industrielle est en phase de

221

Chimie et enjeux énergétiques

Technologie

Principaux produits

Conversion biochimique/ physique :

Biomasse

Procédés chimiques Procédés physiques Procédés biologiques

(ligno-cellulosique)

Éthanol ligno-cellulosique

Produits à valeur ajoutée

Conversion thermodynamique : Pyrolyse Gazéification

Figure 12 Les deux grandes familles de procédés à développer. Produire en quantité et en qualité la plante la plus adaptée, en jouant sur la sélection variétale, les meilleures conditions agropédoclimatiques tout en permettant de limiter les opérations de conversion (écoprocédés simplifiés) et en étant compétitif sur les marchés.

Carburant BtL

progression constante depuis une quinzaine voire une vingtaine d’années, avec des perspectives très prometteuses de développement technologique. De nombreuses connaissances restent à acquérir à l’interface entre la biomasse, la production de la biomasse et sa bioconversion ou sa biotransformation en molécules d’intérêt. L’une des stratégies mise en œuvre vise à cibler le besoin en termes de molécules, afin de rechercher le type de « bioconverteur » et la nature de la biomasse à utiliser pour faciliter cette bioconversion. Cette approche nécessite des échanges réels et soutenus entre biochimistes et chimistes, mais aussi en amont, avec les spécialistes de la sélection variétale, de la physiologie végétale, des agronomes et des biologistes.

222

Le développement des procédés dans ce domaine est en phase de démarrage et il existe en exploitation uniquement deux ou trois unités industrielles de bioconversion dans le monde. Les bioproductions « chimiques » se chiffrent de quelques dizaines à quelques centaines de milliers de tonnes, comparées aux millions de tonnes produites en chimie. Il reste une grande marge de progrès à accomplir avant de disposer d’outils optimisés en biotechnologie industrielle. L’objectif suivant consistera à élaborer

différents produits à partir de la ligno-cellulose et des biocarburants. 4.3. Fournir les molécules de base pour la chimie La richesse et la complexité des voies de valorisation de la chimie sont illustrées sur la Figure 13 en prenant pour exemple la biomasse comme matière première. Outre l’origine des ressources en matières végétales, le fractionnement de ces biomasses mettra à disposition des produits intermédiaires tels que des amidons, des celluloses, des hémicelluloses, des lignines, des sucres simples, des huiles (acides gras), des protéines (acides aminés), des composés mineurs… Les premières transformations conduiront aux buildingblocks, ces molécules qui vont homogénéiser et standardiser cet ensemble et qui serviront de briques de base à l’industrie chimique pour permettre la préparation de produits déjà utilisés. On rêverait de synthétiser de nouvelles molécules, mais cette option exigerait de créer de nouveaux outils de transformation en aval. Dans le cas de la conception de biopolymères très novateurs par exemple, cette démarche impliquerait de changer toutes les unités de polymérisation actuelles, ce qui est évidemment non envisageable sur le plan économique. La démarche adoptée consiste à obtenir des monomères similaires à ceux issus du pétrole et exploitables dans les unités de production actuelles.

La biomasse, matière première renouvelable d’avenir L’enjeu économique est considérable et la connaissance se limite aujourd’hui à une partie infime (quelques pourcents) de ce qui pourrait être conçu comme briques de base. L’aventure de la chimie du végétal ne fait que commencer !

de mieux concilier les productions de biomasses à usages alimentaires et industriels. Au niveau national, le potentiel global biologique est de 140 millions de tonnes par an, ce qui représente un équivalent énergétique de 47 mil-

Figure 13 Ce schéma complexe et illisible montre la multitude des voies d’accès à divers produits de consommation à partir de la biomasse. Source : DOE (Department Of Energy, États-Unis).

4.4. Concilier les usages alimentaires et industriels de la biomasse La Figure 11 montrait l’efficacité de la photosynthèse pour la production végétale, c’està-dire l’intégralité de la biomasse en France. La Figure 14 montre de la même façon l’efficacité de la photosynthèse, mais cette fois spécifique pour l’agriculture, les zones vertes étant celles d’efficacité maximum. Les zones vertes sont notamment concentrées au nord d’un axe ouest-centre au nord-est. Comme mentionné précédemment, une optimisation dans la gestion de l’occupation des sols est susceptible

Légende Très faible (1) Faible (2) Moyen (3) Élevé (4) Très élevé (5) Kilomètres 0 50

200

400

Figure 14 Efficience de la photosynthèse pour l’agriculture française. Sources : Météo France, 2009. IGN, BD Alti®, MNT 250 m, 2009. IGN, GEOFLA® Départements, 2009 ; Union européenne – Soes, CORINE Land Cover, 2006 ; © INFOSOL, INRA Orléans, 1998.

223

Chimie et enjeux énergétiques

lions de tonnes équivalent pétrole (tep). Ce potentiel représenté par la biomasse est significatif si on le compare à nos consommations énergétiques actuelles, soit : − 135 millions tep/an d’énergie fossile ; − 112 millions tep/an d’électricité ; − 17 millions tep/an d’énergies nouvelles renouvelables. Il est raisonnable d’envisager de consacrer un certain pourcentage de l’usage de la biomasse nationale pour des applications chimiques et énergétiques, tout en sachant que l’essentiel concerne les besoins pour l’usage alimentaire. 4.5. L’utilisation multi-usage des oléagineux Un exemple de l’utilisation multi-usage de la biomasse est illustré par la filière de valorisation des productions oléagineuses, assez représentative de ce que le secteur agroindustriel peut être amené à faire. Le Tableau 3 donne les chiffres pour la France, l’Union européenne et le monde, des surfaces utilisées pour la culture des oléagineux, ainsi que ceux de l’évolution comparée sur les dix dernières années des surfaces consacrées à la production d’huile et de tourteaux pour l’alimentation animale.

224

L’Europe est actuellement très dépendante de l’importation des protéines à usage alimentaire animal, qui représentent 75 % de ses consommations essentiellement sous forme de tourteaux de soja. Ils proviennent majoritairement des États-Unis et de l’Amé-

rique du Sud, qui s’y substitue de plus en plus. L’engagement européen est de développer la production européenne de protéines. La France a pris la décision de s’organiser au niveau national, en développant la production du colza contenant à la fois de l’huile (environ 45 % dans la graine) et des protéines (environ 25 % dans la graine et 40 % dans le tourteau), autrefois utilisée pour la nourriture des porcs. La valorisation de l’huile était économiquement indispensable pour parvenir à des équilibres financiers. Suite aux travaux de mise au point de biocarburant en collaboration avec l’Institut français du pétrole (IFP), le groupe Sofiprotéol a pris la décision, dès 1992, d’installer la première unité industrielle de production de biodiesel au monde produisant sur le site de Compiègne 20 000 tonnes d’ester d’huile végétale à partir du colza. Aujourd’hui, le Groupe produit deux millions de tonnes de diester et environ 2,6-2,7 millions de tonnes de protéines, qui se substituent aux importations. La France fait figure de cas à part au niveau européen car la dépendance a été réduite de façon drastique (passage de 75 % à moins de 50 %). Les partenaires européens sont toujours fortement importateurs de protéines de soja, partiellement OGM. Cet exemple illustre l’intérêt de développer le multi-usage, le multi-marché : le développement d’un produit tel que le biocarburant a permis de conforter la disponibilité en protéines, qui était la production ciblée initialement. À cette

Surfaces d’oléagineux, production d’huile et de tourteau : évolution 2001-2011. Source : Oil World. Unité : Mn ha, MnT 2001/02.

2001/02 Surface Colza

Tournesol

Soja

Palme

prod. huile

2011/12 prod. tourteau

Surface

prod. huile

prod. tourteau

France

1,08

0,59

0,75

1,56

1,75

2,28

UE-27

4,09

4,32

5,93

6,72

8,94

12,07

Monde

23,87

13,46

20,27

33,16

23,64

33,68

France

0,71

0,47

0,6

0,74

0,69

0,85

UE-27

3,48

2,03

2,61

4,21

2,9

3,64

Monde

18,44

7,45

8,64

25,65

14,63

16,24

UE-27

0,45

3,27

14,04

0,43

2,11

8,99

Monde

79,72

29,44

127,04

103,37

41,27

177,48

Monde

7,19*

25,07

13,31**

51,49

La biomasse, matière première renouvelable d’avenir

Tableau 3

*2000-01, **2010-11

Déficit en protéines (bilan MRP-source UNIP) France 1980-81

71 %

1990-91

31 %

Production de biodiesel MnT Source : CPDP/EBB

UE

France

UE

78 %

1993-94

69 %

2003-04

76 %

2004

0,323

1,933

2005-06

45 %

74 %

2006

0,567

4,074*

2007-08

53 %

73 %

2008

2,085

7,755

2010-11

40 %

68 %

2010

2,12

9,57

2011

1,695

nc

*consommation

Consommation de tourteaux. Source : Oil Word – Unité : MnT 1981Colza

Tournesol

199091

1993-94

2003-04

200506

200708

2010-11

France* 0,23

0,71

0,7

1,17

1,72

2,34

2,45

UE**

1,84

4,27

4,77

6,3

8,61

10,87

12,52

Monde

7,04

14,06

15,28

22,01

26,94

28,84

33,87

France* 0,14

0,68

0,74

0,78

0,71

0,61

1,02

UE**

1,79

3,8

3,72

5,01

4,53

3,79

5,44

Monde

5,98

9,82

9,12

11,01

12,06

11,48

14,03

France* 3,69

3,58

4,24

4,45

4,2

4,59

3,76

UE**

19,35

20,48

22,51

33,89

33,82

36,52

32,61

Monde

56,93

70,34

80,69

133

146,55

159,76

174,94

*2000-01, **2010-11

225

Chimie et enjeux énergétiques

période, l’huile de colza était impropre à la consommation humaine en raison de la présence dans sa composition d’acide érucique et de facteurs anti-nutritionnels. Les semenciers ont sélectionné des plantes plus adaptées à des usages alimentaires et selon les derniers rapports de fin 2010, cette huile est remarquable par sa valeur nutritionnelle. Le cheminement de la production des protéines, du biodiesel est parvenu à créer une nouvelle variété de colza qui est aujourd’hui une matière alimentaire de grande qualité ! C’est un exemple remarquable des possibilités de créativité entre les sciences et l’économie.

Figure 15 L’eucalyptus au Brésil. Source : Columbia, Vinicius Casseli, AEBIOM 2012

130 millions de m3 en 2011 226

Malgré des qualités nutritionnelles reconnues, la consommation alimentaire d’huile de colza atteint aujourd’hui 100 000 tonnes en France, pour une consommation totale de 600 000 tonnes (huiles de tournesol, olive…). Cette situation ouvre le champ de nouvelles valorisations de l’huile de colza, en particulier dans le domaine de l’oléochimie.

Valeur calorique admise : 3 987 kcal/kg

Quelques exemples de biomasses mobilisables

5

L’eucalyptus au Brésil, l’acacia dans le Sud-Est asiatique sont maintenant des espèces extensivement exploitées (Figure 15). La culture de canne à sucre, bien connue pour ses divers usages, dispose de résidus végétaux (feuilles et panicules), non encore utilisés. Le potentiel de ressources est considérable. Actuellement, on produit 620 millions de tonnes de sucre, et la « bagasse3 » représente un « réservoir » de 155 millions de tonnes, dont 34 millions de tonnes de feuilles et panicules (Figure 16). L’huile de palme est extraite des fruits du palme (Figure 17), dont la production mondiale est de 155 millions de tonnes. La Malaisie et l’Indonésie en sont les producteurs les plus importants. Lorsque le palmier est en phase de croissance, les feuilles sont élaguées (que l’on appelle les fonds) et, à l’issue de l’exploitation, les troncs sont considérés comme résidus de culture (coupés tous les 25-26 ans). Cette ressource représente 60 millions de tonnes de biomasse ligno-cellulosique par an, uniquement pour ces deux pays, et elle est peu valorisée aujourd’hui. À cela s’ajoutent 32 millions de tonnes de résidus d’exploitation constitués par la matière cellulosique, après récupération de l’huile. 3. La bagasse est le résidu fibreux de la canne à sucre après passage au broyeur et extraction du sucre. Elle est composée principalement par la cellulose de la plante.

10,5 tonnes de panicules et de feuilles par hectare de plantation de sucre

620 MMt de sucre de canne (2010-2011) 155 MMt de bagasse (2010-2011) 34 MMt de feuilles et panicules (2010-2011) – soit environ 50 % de la bagasse

Figure 16 La culture de la canne à sucre. Source : Columbia, Vinicius Casseli, AEBIOM 2012

La biomasse, matière première renouvelable d’avenir

140 kg de panicules et de feuilles de canne par tonne de sucre La production brésilienne annuelle moyenne est de 75 tonnes par hectare

Figure 17 La Malaisie et l’Indonésie sont les plus gros producteurs d’huile de palme.

Optimisation de l’exploitation de la biomasse : les verrous pour l’avenir

6

6.1. La mobilisation à grande échelle des efforts de production La diversité des sources de biomasse existantes, la diversité des espèces, les larges étendues des bassins de production, la difficulté d’organisation des collectes ont été évoquées. Par ailleurs, l’émergence de filières va nécessiter l’adaptation d’un machinisme agricole et fo-

restier, des équipements de stockage et de manutention, voire de moyens de transport. Des équipes aux États-Unis travaillent par exemple sur des méthodes permettant de récupérer en même temps les grains de maïs, les rafles, les tiges, les feuilles, en un seul passage au champ. Des travaux de recherche et développement sont menés activement pour optimiser la production conjuguant hauts rendements, durabilité, écologie. Il s’agit d’améliorer les niveaux de production de la biomasse, d’accroître les qualités variétales, d’optimiser

227

Chimie et enjeux énergétiques

les itinéraires techniques dans le sens des économies f inancièr e, éner gétique, de consommation de fertilisants et produits phytosanitaires, d’améliorer les bilans environnementaux. Il convient notamment de réfléchir à la manière de gérer très efficacement les intrants – principalement les engrais azotés – qui sont à la source d’émission de protox yde d’azote (N2O), gaz à effet de serre puissant, comparable à celui du méthane CH4. Il y a lieu de développer également les outils de modélisation : économie et intermodalité, éco-calculateurs, critères d’implantation d’unités (aménagement), gestion des ressources (eau, intrants…). Dans l’économie de ces fi lières, la part des dépenses logistiques est très conséquente et mérite un intérêt tout particulier. La densification des matières (technologie de compactage), le stockage et la conservation des matières premières, les équipements de collectes, les moyens de transport (routier, ferroviaire, fl uvial), la standardisation des produits pour une offre industrielle… sont autant de voies à explorer dans une approche intégrée. 6.2. Le développement de la chimie du végétal

228

La chimie du végétal a été largement décrite dans Chimie et nature, autre ouvrage de cette collection (notamment dans les articles de Pierre Monsan et de Christophe Rupp-Dahlem) 4 . Le Tableau 4 résume quelques enjeux de recherche et développe-

ment actuels de la chimie du végétal. L’une des difficultés à résoudre est l’optimisation des procédés en vue de produire des molécules à des prix compétitifs par rapport à ceux obtenus à partir de la matière première fossile. L’industrie chimique traditionnelle a mis plus de cinquante ans pour se mettre en place ; la chimie du végétal est récente, elle progresse, avec des enjeux décisifs en termes de recherche et développement. 6.3. L’exemple de la chimie des lignines Le niveau des efforts consentis aujourd’hui au niveau mondial dans ce domaine peut être illustré par l’exemple des lignines (Tableau 5). La première colonne de ce tableau indique l’état d’avancement des technologies. On constate que le nombre de technologies bien développées (H) est encore très limité, alors que dans la seconde colonne « Difficultés attendues », le nombre est encore élevé dans beaucoup de cas. La colonne « Volume du marché » aide à bien cibler les produits dérivés sur lesquels doivent porter les efforts. Ce type de tableau peut être réalisé sur tous les types de biomasse et permet d’imaginer les progrès à réaliser dans l’innovation.

4. La chimie et la nature, Chapitres de P. Monsan et C. Rupp-Dahlem. Coordonné par Minh-Thu DinhAudouin, Danièle Olivier et Paul Rigny, EDP Sciences, 2012.

Les enjeux de la R&D en chimie du végétal.

Substitution

Nouvelles molécules

Intermédiaires de synthèse

Caractéristiques

Compétition directe avec les mêmes produits, déjà en place, issus du fossile

Délivre des propriétés nouvelles et/ou améliorées par rapport au produit existant délivrant la même fonctionnalité, ou nouvelle application

Permet d’accéder à des multiples produits à partir d’un même « intermédiaire »

Exemples

Acide acrylique obtenu à partir du propylène ou de l’acide lactique MPG, épichlorhydrine obtenu à partir de la glycérine ou du propylène

Acide polyactique (PLA)

Acide succinique, lévulinique, glutamique Glycérol Syngas

Aspect positifs

Marchés existants Compréhension des coûts de structure du marché et des petentiels de croissance Risque marché limité

Nouveau produit avec de nouvelle propriétés, donc le coût a une moindre importance Pas de concurrent issu du fossile Différentiation faite sur la performance Nouvelles opportunités demarché Meilleur usage fait des spécificités de la biomasse

Différents marchés potentiels, donc risques moindre Croissance des marchés potentiels Diversification du coût du capital Combine les avantages de la substitution et des nouvelles molécules

Verrous

Compétition uniquement sur les coûts et contre des produits à coût de capital amorti (versus nouvelles installations) Très peu de différentiation du fait du label « biosourcé »

Marché potentiels non clairement établis Risque en capital très élevé « TTM » peut être long

Dispersion des efforts de R&D Dispersion du aux nombreux constituants de la biomasse

7

Biomasse et enjeux énergétiques

Afin d’assurer la transition énergétique dans le mix énergétique mondial, il faudra consacrer de l’ordre de 500 millions d’hectares à la production de biomasse.

La biomasse, matière première renouvelable d’avenir

Tableau 4

L’utilisation prévisionnelle vers les secteurs de l’énergie et des matériaux est présentée sur la Figure 18. L’accroissement des terres cultivées concernera principalement des zones géographiques telles que l’Afrique

229

Chimie et enjeux énergétiques

Tableau 5 Produits qui peuvent être obtenus à partir de la lignine et niveau d’effort consenti dans le monde : H = Haut (bien développé) ; M = Modéré (développement partiel) : B = Bas (besoin d’efforts intensifs) ; ? = inconnu ; NA = ? non accessible.

Produits dérivés de la lignine

État actuel de la technologie

Difficultés attendues

Volume du marché

Valeur marchande

Risque du marché

Utilité comme bloc de synthèse

Lignine attendue en mélange

Syringols

B

H

?

M-H

?

?

oui

Coniférols

B

H

?

M-H

?

?

oui

Gaïacols

B

H

?

M-H

?

?

oui

Vaniline

H

B

L

5,90 $/livre

H

B

non

Acide vanilique

M

M

?

?

H

?

?

DMSO

H

B

M

< 1 $/livre

H

B

non

Acides aromatiques

B

H

H

0,400,50 $/livre

B

H

oui

Acides aliphatiques

B

H

H

0,450,65 $/livre

B

M-H

oui

Syringaldéhyde et aldéhydes

B

H

?

?

M-H

M

oui

Quinones

B

H

L-M

> 1 $/livre

?

B

?

Cyclohexanol/ al

B

H

H

> 0,75 $/ livre

B

H

oui

?

?

H

M

?

M-H

H

Objectif : 3-5 $/livre

M

B

non

Polyélectrolytes B-M

M

M

1,5-3 $/ livre

M-B

M

oui

Alliages polymères

B-M

M

?

1-2 $/livre

M

NA

oui

Charges, allongeurs de polymères

M

H

M

< 1 $/livre

M-H

NA

oui

Carbonylées

B

H

?

?

M-H

?

oui

Éthoxylées

B

M

B

1,50-2,50 $

M-H

?

oui

Carboxylées

B

M

B

1,50-2,50 $

M-H

?

oui

Époxydées

B

H

?

?

M-H

?

oui

Bêta cétoadipate Fibre de carbone

B-M

Lignines polysubstituées

230

74

Les besoins hors alimentaires pour 2050. Scénario IEA 2008 : 525 millions d’hectares.

5

100

Transports Biolubrifiants Bioélectricité 105

Chimie, matériaux

121

Industrie Chaleur unité : millions d’hectares

121

Figure 19

100

Potentiel d’accroissement entre 2000 et 2050. Cultures : + 39 % = 500 millions d’hectares ; pâtures : – 15 % ; forêts : – 1 %.

% potentiel accroissement 2000-2050

90 80 70

La biomasse, matière première renouvelable d’avenir

Figure 18

60 50 40 30 20 10 0 Afrique Afrique Amérique du Nord subsaharienne latine Moyen-Orient

Asie

Ex-URSS

OCDE

30-45 $

45-67 $ 35-50 $ Potentiel de récolte en hausse Potentiel de récolte stable

40-60 $

Potentiel de récolte stable mais en haute demande Déficit en matière première 60-71 $

Figure 20 Flux prévisibles des échanges mondiaux en dollars américains. Source : POYRY, Enviva data

231

Chimie et enjeux énergétiques

sub-saharienne, l’Amérique latine, mais aussi de l’exURSS (Figure 19). Dans ce cadre, la Figure 20 montre l’évolution à prévoir des terres cultivées sur la planète et les flux d’échanges qui en résulteraient. Il est important de noter que le coût de la matière première n’a pas été pris en compte dans ces calculs. Il serait probablement antiéconomique d’importer de la biomasse en provenance

d’Australie pour fournir de l’énergie en France ! Un autre point à noter est que la Chine et l’Inde sont les seuls pays où la biomasse apparaît déficitaire. La consommation d’huile est en train d’exploser en Chine, et d’une façon générale, ce pays attire toutes les matières agricoles de la planète. Pour faire face à ce déficit, les Chinois ont pour stratégie d’acquérir des terres en Afrique.

Nous avons de la biomasse, il faut en faire un bon usage pour protéger notre indépendance alimentaire et assurer notre transition énergétique. La biomasse est, et sera, multi-usage : il est indispensable de réfléchir aux « synergies d’usage » des productions. Des matières abondantes et très diversifiées sont à gérer. Il faut amplifier la mobilisation et optimiser la logistique, le prétraitement et la standardisation (normalisation). Il faut construire des filières durables et consolider les outils de définition des prix. Des caractéristiques physico-chimiques variées sont à mettre en adéquation avec les usages. Il faut développer une synergie des initiatives locales et des unités de grandes capacités énergie/chimie/matériau dans la conception de bioraffineries.

232

électricité :

de l’

élément clé pour le déploiement des

énergies

renouvelables et du

véhicule

électrique Marion Perrin est directrice de laboratoire à l’Institut national de l’énergie solaire (CEA, Bourget-du-Lac). Elle travaille en particulier sur le stockage de l’énergie en développant de l’intelligence pour les batteries, comme présenté dans ce chapitre.

Comme il est montré tout au long de cet ouvrage, l’évolution de la consommation de l ’énergie, notamment avec l’introduction des énergies intermittentes et le développement du véhicule électrique (voir le Chapitre de J.-P. West) entraîne obli-

gatoirement l’utilisation du stockage électrique, le besoin de lisser la production et la nécessité de modifier les réseaux de transport de l’électricité, d’où le développement des réseaux intelligents, comme le développe le Chapitre de S. Henry.

Marion Perrin

Stockage

Chimie et enjeux énergétiques

On dispose actuellement de nombreuses technologies pour stocker l’électricité, mais aucune ne résout complètement tous les problèmes, et il sera nécessaire d’utiliser ce qu’on appelle un « mix », dans lequel la chimie a de nombreux apports.

1

Le stockage dans le contexte énergétique

1.1. La répartition de la consommation d’énergie Rappelons que les énergies fossiles représentent encore 85 % de l’énergie commerciale finale consommée, les 15 % restants venant de la biomasse, de l’hydroélectricité et « autres sources », incluant les nouvelles énergies renouvelables comme l’éolien et le photovoltaïque (Figure 1). En France (Figure 2A), 50 % de l’énergie consommée est électrique ; 43 % de l’énergie est consommée dans le résidentiel tertiaire, le second poste de consommation étant le transport pour 32 %, tandis

Figure 1 Répartition par nature de l’énergie commerciale consommée dans le monde en 2008.

Industrialisé en 1840 Biomasse 9,1 % Industrialisé en 1970 Nucléaire 4,9 % Industrialisé en 260 en France à Arles

Industrialisé en 1790

que l’industrie ne représente que 23 % (Figure 2B). Même si la désindustrialisation peut expliquer ce dernier chiffre, il apparaît clairement que de nombreux efforts peuvent et doivent être fournis du côté de la consommation des ménages. Si l’on examine dans ce cas comment se repartissent les postes de consommation, on constate que le chauffage représente 4 4 % et la voiture 32 %1 (Figure 2C). L’énergie électrique représente quasiment la moitié de l’énergie primaire consommée dans les pays développés et cette consommation électrique est en croissance régulière, si l’on exclut les aléas de PIB dont on souffre depuis quelque temps. Le second poste de consommation énergétique est lié au transport, mais il faut 1. Au sujet de la consommation des ménages français, voir aussi l’ouvrage : La chimie et l’habitat, Chapitre de D. Quénard. Coordonné par Minh-Thu Dinh-Audouin, Danièle Olivier et Paul Rigny, EDP Sciences, 2011.

Autres 1,2 % Charbon 26 %

Hydro 5,9 %

Gaz 21 %

Pétrole 32 %

234

Industrialisé en 1750

Industrialisé en 1850

250

Électricité primaire

200

Gaz

150

Pétrole

100

Consommation d’énergie en France. A. Consommation d’énergie primaire (Mtep). B. Consommation d’énergie finale. C. Consommation d’énergie par poste d’un ménage. Source : Le bilan énergétique de la France pour 2007, Direction générale de l’énergie et des matières premières/ Observatoire de l’énergie (DGEMP/OE). http://www.statistiques. developpement-durable.gouv.fr/ fileadmin/documents/

Charbon

50 0 1970

Renouvelables et déchets 1975

1980

1985

1990

B

1995

2000

2005

C Transports 32%

2010

Voiture 32 %

Industrie 23 % Usages spécifiques 11 %

Agriculture 2%

Résidentiel-tertiaire 43 %

diminuer ce poste, d’une part pour limiter les émissions de gaz à effet de serre, d’autre part pour limiter la dépendance énergétique aux énergies fossiles. Le passage partiel au véhicule électrique est donc nécessaire, au moins a minima avec une certaine quantité d’hybridation. Enfin, l’envolée des prix du pétrole accentuera certainement les proportions de l’énergie électrique consommée, ce qui justifie le développement d’une production renouvelable d’électricité.

Cuisson 5%

Chauffage 44 % 8%

Eau chaude sanitaire

de S. Henry). La Figure 3 montre les proportions au niveau européen et confirme une pénétration accrue des énergies renouvelables (entre 60 et 80 GW en Allemagne) qui n’ira pas sans quelques petites difficultés potentielles qu’il faudra résoudre, inhérentes à leur caractère non contrôlable et insuffisamment prévisible. Un premier exemple en est donné par la production (en

Figure 3 Nouvelles capacités de production d’énergie installées en 2011, en Union européenne. Source : EPIA/EWEA. Bruxelles, 21 mars 2012, 7e Séminaire EPIA Market.

Stockage de l’électricité : élément clé pour le déploiement des énergies renouvelables et du véhicule électrique

Figure 2

A

25 000

15 000 10 000 Déclassé Déjà installé

5 000

Mazout

Nucléaire

Marées et vagues

Petites centrales hydroélectriques

Biomasse

Géothermique

Énergie solaire concentrée

Déchets

Grosses centrales hydroélectriques

–10 000

Charbon

–5 000

Gaz

0 Éolien

En 2011, les nouvelles capacités de production d’énergies renouvelables installées en France se situent principalement dans le photovoltaïque, puis à un degré moindre dans l’éolien, et au même niveau dans le gaz (voir Chapitre

20 000

Photovoltaïque

1.2. Le stockage, conséquence du développement des énergies renouvelables

235

L’énergie photovoltaïque, exemple d’énergie renouvelable intermittente. A. Production sur une journée (nuageuse) d’un système de 3 kWc en Corse. B. Production quotidienne sur une année du même système.

A

quotidienne montrée dans la Figure 4C du Chapitre de S. Henry (avec un pic le midi et un pic encore plus fort le soir).

3 000 2 500

Puissance (kW)

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 4

2 000 1 500 1 000 500 0 25

Énergie (kWh)

20 15 10 5 0 50

B

100

150

200 Jours

250

300

350

kilowattheures) sur une journée nuageuse d’une centrale de 3 kilowatts-crête 2 en Corse (kWc) (Figure 4A, courbe verte), constituée par la couverture d’une toiture. On constate déjà qu’on est loin de la courbe en cloche idéale que l’on est en droit d’attendre d’une production photovoltaïque… Sur une année, ce même système a une productivité représentée par la courbe bleue (Figure 4B), l’abscisse représentant chaque jour de l’année, depuis le 1er janvier jusqu’au 31 décembre. Cette courbe montre une forte saisonnalité de la production photovoltaïque, en opposition avec la saisonnalité de consommation fr ançaise, plus forte en hiver qu’en été. De plus, la courbe verte de la production quotidienne est à mettre en regard de la courbe de consommation

236

2. kWc = kilowatt-crête : puissance maximale pouvant être fournie dans les conditions standard (ensoleillement, température, répartition spectrale du rayonnement).

En matière de production éolienne, les problèmes sont semblables (Figure 5). La consommation sur un mois est en bleu et la production éolienne en rose sur ce même mois. On observe par ailleurs les inflexions quotidiennes, avec le pic du midi, le pic du soir plus élevé que le pic du midi, et donc la non-adéquation entre la production éolienne et la consommation sur le réseau. Le développement de la pénétration des énergies renouvelables impliquerait donc une meilleure adéquation entre la production et la consommation (Figure 6). Or, les énergies renouvelables sont peu prédictibles, non contrôlables par essence et intermittentes. La limite possible de leur introduction dans le réseau en France est fixée à 30 % en puissance instantanée de la capacité d’un réseau, donc de ses moyens de production. Cette limite a été déjà atteinte à Mayotte et à la Réunion, pour la production photovoltaïque et éolienne. Il faut savoir qu’en Allemagne, plus en avance que la France dans ce domaine, il y a même eu en mai 2012 une heure de la journée où 50 % de la puissance appelée sur le réseau a été couverte par de la production photovoltaïque – mais il faut noter que cette journée était un dimanche, que la demande était faible et qu’au même moment, il n’y avait pas de production éolienne.

80 3 70

2

60

1

50

0,5

Production éolienne (× 1 000 MW)

Consommation France (× 1 000 MW)

4

Consommation (bleu) et production éolienne (rose) sur un mois. Source : RTE

0

40

Jours

Figure 6 Pour augmenter la pénétration des énergies renouvelables, on doit chercher une adéquation entre la production et la consommation. Source : CEA

Le stockage électrique apparaît donc nécessaire pour disposer d’une fourniture continue dans un système autonome. C’est notamment le cas de l’électrification rurale, où il y a nécessairement besoin d’avoir un stockage pour faire l’adéquation entre la demande et la production, ou pour disposer d’une fourniture prédictible, a minima. Le stockage permettra d’accroître la pénétration des énergies renouvelables dans les réseaux. La Figure 7 montre cependant que le stockage des énergies renouvelables n’est pas la

seule solution pour améliorer la gestion de la consommation d’énergie. La première chose à faire est évidemment de ne pas consommer l’énergie dont on n’aurait pas besoin potentiellement. Les économies d’énergie sont donc le premier vecteur d’adéquation entre l’offre et la demande. La deuxième solution est d’améliorer la gestion de la demande. Par exemple, avec des panneaux photovoltaïques sur le toit pour auto-consommer l’énergie photovoltaïque, le plus efficace énergétiquement

Stockage de l’électricité : élément clé pour le déploiement des énergies renouvelables et du véhicule électrique

Figure 5

5 90

237

Stockage

Les solutions et leurs coûts pour réduire la consommation de l’énergie.

Production décentralisée Tarification temps-réél Coût

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 7

Pilotage des charges Gestion de la demande Économie d’énergie

Figure 8 Le véhicule électrique, un siècle d’histoire ! De la Jamais Contente (A, B), construite juste avant les années 1900, avec sa batterie au plomb Fulmen® (C) inventée par Gaston Planté (D), aux véhicules électriques du XXIe siècle. Entre 2 et 4 millions de véhicules électriques devraient être mis en circulation en France d’ici 2020, soit environ 5-10 % du parc national. Source : http://greenunivers.com/

A

238

B

est d’essayer de décaler les usages à un moment synchrone avec la production. Au-delà, on peut piloter les charges et obtenir une tarification en temps réel. Le stockage ne vient qu’en dernier ressort et reste encore ce qui est le plus coûteux. De plus, il faut pouvoir stocker une quantité d’énergie suffisante afin de garder la flexibilité (Figure 7).

1.3. Le stockage et l’autonomie du véhicule électrique Le véhicule électrique n’est pas une invention qui date d’aujourd’hui : la Figure 8 montre la Jamais Contente, qui a été construite juste avant les années 1900 ; elle a été conduite par Camille Jenatzy, et son record du monde de 1899 était de 105 km/h, en utilisant des batteries Fulmen®.

C

D

La Figure 8 illustre aussi la gamme des prototypes de véhicules électriques qui sortent sur le marché. Les prévisions, optimistes, sont la sortie d’ici 2020 d’une moyenne de 3 millions de véhicules, soit entre 5 et 10 % du parc national. Un calcul simple montre que si la recharge d’un véhicule électrique demande une puissance de 3 kW, la recharge de 3 millions de véhicules en circulation nécessitera 9 GW si tous les utilisateurs se rechargent au même moment, ce qui représente à peu près 10 % de la puissance installée du parc de génération français. En recharge lente, 3 kW est la recharge conventionnelle, mais les recharges rapides seront de 42 kW, et même jusqu’à 70 kW et audelà si les autonomies augmentent et que l’on vise une recharge en 5 minutes. Au niveau de la puissance souscrite pour l’abonnement du particulier actuellement, avec

un véhicule du type Toyota® hybride rechargeable, il est difficile, en rentant chez soi, de pouvoir à la fois cuisiner (avec des plaques et four électriques) et recharger le véhicule, compte tenu des abonnements existants, ce qui oblige à s’adapter. Il faudra dans tous les cas prendre conscience de ces nombreux petits problèmes auxquels l’utilisateur sera confronté. Mais le principal frein à l’adoption du véhicule électrique est l’autonomie jugée encore insuffisante. Nous sommes habitués à avoir 800 km d’autonomie avec un plein, alors que les véhicules électriques n’ont qu’entre 80 et 250 km d’autonomie dans le meilleur des cas, ce qui est jugé trop faible par la moyenne des conducteurs. Pourtant, comme le déplacement moyen quotidien pour 80 % des personnes est de 16-17 km, cette autonomie devrait être suffisante pour ce type d’usage. Le deuxième frein majeur est le coût, en particulier celui de la batterie. La Figure 9 représente la répartition selon les postes du coût des différents véhicules en 2010, ainsi que les prévisions pour 2020. En 2010, la partie verte, qui

Figure 9 Répartition du coût en centimes d’euros par kilomètre des véhicules électriques, en 2010 et prévus en 2020. Source : Calculs CGDD

2010

Stockage de l’électricité : élément clé pour le déploiement des énergies renouvelables et du véhicule électrique

Il s’agissait de batteries au plomb, illustrées sur la Figure 8 par la cellule du français Gaston Planté, mise au point en 1859. Les batteries au plomb présentent encore un potentiel non négligeable aujourd’hui.

2020

40

40

30

30

20

20

10

10

0

0 Véhicule essence

Diésel urbain

Véhicule électrique

Diésel routier

Hybride

Véhicule essence

Diésel urbain

Énergie (électricité ou carburant)

Coût de la batterie

Entretien (assurance, entretien, contrôle technique)

Coût d’achat

Véhicule électrique

Diésel routier

Hybride

Source : calculs CGDD

239

Chimie et enjeux énergétiques

représente le coût de la batterie, est prédominante dans le véhicule électrique ; on espère qu’elle diminuera en 2020.

par le stockage de l’électricité, avec dans le cas du véhicule électrique, le problème du coût encore prohibitif.

L’Encadré « Coût moyen d’une batterie lithium-ion » permet de faire une évaluation rapide du coût moyen d’une batterie lithium-ion pour un véhicule électrique. Le coût actuel des batteries est de l’ordre de 500 € par kWh. Un véhicule électrique consomme de l’ordre 100 Wh par kilomètre ; pour une autonomie de 200 km, en prenant un rendement de 80 %, il faudrait prévoir une énergie embarquée de 25 kWh, donc un coût de 12 500 €, ce qui est énorme par rapport à la valeur du véhicule. On espère cependant une réduction de ce coût d’un facteur deux dans les cinq prochaines années, ce qui permet d’imaginer un « pack » batterie autour de 5 000 à 7 500 €, ce qui est encore beaucoup, mais à comparer avec l’investissement de la totalité des pleins que l’on ferait avec un véhicule thermique.

Stocker de l’électricité, c’est stocker de l’énergie et cela peut paraître facile : il suffit d’avoir une réserve de fioul, un réservoir d’essence, du charbon, ou encore éventuellement une pile électrique qu’on peut percuter à l’instant où l’on en a besoin. Mais pour l’électricité, les choses sont plus compliquées.

2

Le stockage électrique

Le développement des énergies renouvelable passe donc

COÛT MOYEN D’UNE BATTERIE LITHIUM-ION POUR UN VÉHICULE ÉLECTRIQUE Consommation : 100 Wh/km sortie batteries Pour une autonomie de 200 km : 25 kWh (rendement 80 %) Masse actuelle : 250 kg Coût actuel batterie : 500 €/kWh

25 × 500 = 12 500 €

Réduction attendue d’un facteur 2 sous cinq ans à la chimie 240

grâce

2.1. Les technologies de stockage existantes Le schéma supérieur de la Figure 10 donne les technologies de stockage existantes, avec sur la première ligne, le nombre de transformations que l’énergie électrique doit subir pour être stockée dans la technologie en question. La première illustration correspond aux condensateurs qui stockent l’électricité par force électrostatique, donc sans transformation de l’énergie électrique en quelque autre forme d’énergie que ce soit. De la même façon, dans les supraconducteurs, les électrons entrent, tournent en continu dans une boucle supraconductrice et peuvent ensuite ressortir à l’instant où ils sont sollicités. Ce sont les deux moyens de stockage de l’électricité qui ne nécessitent pas de transformation. Ensuite, sont illustrés les moyens de type mécanique dans lesquels l’électricité est transformée en énergie mécanique, puis retransformée en électricité : c’est typiquement

0

2

Direct condensateur

2

2

Mécanique Statique Dynamique

Supraconducteur à anneau de stockage

Pompageturbinage : pompe alimentée par centrale électrique

Volant d’inertie

2

2

3

Électrochimique Batterie basse température

Batterie haute température

3

4 Électrochimique

Thermique Pile à combustible H2 /O 2

Eau chaude

Périphérique PCM

Moteur H2 /O 2

a) Vapeur d’eau (100 bars) b) LiF/NaF fondus

Pression atmosphérique

A

B

D

E

F

C

le cas du pompage-turbinage. L’exemple en est : un lac en haut, avec une retenue d’eau en bas ; on turbine quand on a besoin d’électricité et l’on pompe pour remonter l’eau dans le barrage quand on en a trop. C’est la référence en matière de stockage, car le moyen le moins coûteux et le plus utilisé à l’heure actuelle. Cela manque cependant de flexibilité car les sites d’implantation disponibles ne sont plus très nombreux, mais cette technologie représente une importante variable d’ajustement à l’heure actuelle, sur notre réseau existant. Un deuxième type de stockage est celui sous forme d’énergie cinétique : le volant d’inertie. Une masse est mise en rotation, puis freinée afin de soutirer l’énergie quand on a besoin d’électricité. L’illustration représente ici un volant développé par Beacon Power ®. Trois PME en France se lancent dans le

développement des volants d’inertie. Les trois autres technologies sont des technologies électrochimiques, où l’électricité est transformée en énergie chimique, puis retransformée en électricité au moment où cela est nécessaire. La première illustration représente la batterie au plomb Steco®, qui est le dernier fabricant de batteries au plomb indépendant en France. Viennent ensuite les batteries haute température de type sodium-chlorure de nickel ou sodium-soufre, qui fonctionnent entre 280 et 320 °C. On peut trouver un fabricant de sodium-soufre au Japon, et deux fabricants de sodiumchlorure de nickel, l’un en Italie et l’autre aux États-Unis. Viennent enfin les piles à combustible, illustration de la chaîne hydrogène : l’hydrogène est produit par électrolyse de l’eau, puis transformé

Figure 10 Les technologies de stockage existantes. Schémas des technologies de stockage d’énergie en haut figurent les nombres de transformations. Source : CEA

Stockage de l’électricité : élément clé pour le déploiement des énergies renouvelables et du véhicule électrique

0

241

Chimie et enjeux énergétiques

de nouveau en énergie électrique avec l’oxygène de l’air au sein d’une pile à combustible.

circuit externe à la batterie, c’est ce qui alimente le réseau de consommation.

Citons aussi le stockage de l’électricité par voie thermique, qui présente un gros potentiel, que ce soit avec les matériaux à changements de phase ou avec d’autres cycles thermochimiques (non représenté dans la Figure 10).

Dans le cas d’un système rechargeable, la batterie est rechargée par le processus inverse. Un oxydant d’un couple redox 2 réagit avec un réducteur du couple redox 1, dans la mesure où ils ont une différence de potentiel. Le pouvoir oxydant du couple Ox 2 /Red2 devant être supérieur à celui du couple Ox1/Red1 (Figure 12).

2.2. Le stockage électrochimique : les batteries

Une batterie convertit l’énergie d’une réaction chimique d’oxydo-réduction en énergie électrique (Figure 11). Dans le cas d’un système rechargeable (accumulateur électrochimique ou pile), à la recharge, on réalise la réaction inverse.

Dans une batterie, l’élément unitaire est la cellule (Figure 13). Une batterie est une association en série ou en parallèle de plusieurs cellules. Par exemple, la batterie que l’on trouve dans les voitures thermiques est une batterie au plomb ; elle fait 12 volts (V), et l’élément unitaire fait 2 V. Une batterie au plomb de voiture est donc la mise en série de six cellules de 2 V.

Pour qu’elle se produise, la réaction chimique nécessite le transfert d’électrons par un

Dans une cellule de batterie (Figure 14), pendant la décharge, l’anode est l’électrode

2.2.1. Rappel du fonctionnement d’une batterie

Courant

Cathode

Charge

Séparateur

Anode

Électrolyte

Figure 11

242

Schéma de fonctionnement d’une batterie. Une batterie est un appareil qui convertit directement l’énergie chimique contenue dans ses matériaux actifs en énergie électrique au moyen d’une réaction électrochimique d’oxydo-réduction.

= Li+

2,89 1,989 1,690 1,458 1,296 1,229 1,180 0,915 0,799 0,648 0,439 0,274 0,000 -0,104 -0,126 -0,141 -0,260 -0,280 -0,402 -0,740 -0,760 -0,990 -1,370 -1,450 -1,677 -1,968 -2,360 -2,714 -2,868 -2,936 -3,040

Figure 12

Figure 13

Soupapes de sûreté Solide monobloc. Connexions pour une durabilité accrue

Robuste SPIRALCELL TECHNOLOGY® : offre une résistance supérieure aux vibrations et prolonge la durée de vie du produit Grilles en plomb de haute pureté assurant la longévité

Cellules fortement comprimées pour la résistance supplémentaire aux vibrations

où le réducteur 1 fournit les électrons au circuit extérieur, et la cathode est l’électrode où l’oxydant 2 capte les électrons du circuit extérieur. La différence de potentiel est toujours dans le même sens. Dans la cellule entre les deux électrodes, se trouve un électro-

Réaction d’oxydo-réduction (redox) entre un oxydant et un réducteur. Le tableau classe les couples oxydant/réducteur en fonction de leurs pouvoirs oxydant et réducteur.

Séparateur absorbant en verre maintenant l’électrolyte comme une éponge

Schéma d’une batterie. Même si le terme « batterie » est communément employé, l’élément électrochimique de base est la cellule. Une batterie consiste en une ou plus de ces cellules connectées en série, en parallèle, ou les deux, selon la tension et la capacité désirées. D’une manière générale, on considère la « batterie » et non la « cellule » comme le produit qui est vendu ou fourni à l’utilisateur. Source : www.adnauto.fr

Stockage de l’électricité : élément clé pour le déploiement des énergies renouvelables et du véhicule électrique

E0 / ENH (V)

F2 / FAg2+ / Ag+ Au+ / Au PbO2,H+ / Pb2+ Cl2 / ClO2,H+ / H2O Pt2+ / Pt Pd2+ / Pd Ag+ / Ag Hg2+ / Hg Cu2+ / Cu N2,H+ / NH4+ H+ / H2 GeO2,H+ / Ge Pb2+ / Pb Sn2+ / Sn Ni2+ / Ni Co2+ / Co Cd2+ / Cd Cr3+ / Cr Zn2+ / Zn SiO2,H+ /Si Ti3+ / Ti Zr4+ / Zr Al3+ / Al Be2+ / Be Mg2+ / Mg Na+ / Na Ca2+ / Ca K+ / K Li+ / Li

Pouvoir oxydant croissant

Pouvoir réducteur croissant

Couple redox

lyte qui assure la conduction ionique. Afin d’illustrer le fonctionnement d’une batterie, examinons une courbe de décharge sur la Figure 15 (partie supérieure). Pendant la décharge, on soutire un courant constant (courbe rouge) ; la tension

243

Chimie et enjeux énergétiques

2.2.2. L’optimisation des batteries

Figure 14 Schéma d’une cellule. L’anode (en décharge) ou électrode négative – le réducteur – fournit les électrons au circuit extérieur et est oxydé durant la réaction électrochimique. La cathode (en décharge) ou électrode positive – l’oxydant – reçoit les électrons du circuit extérieur et est réduite durant la réaction électrochimique. L’électrolyte (un conducteur ionique) permet le transfert de charge (ions) à l’intérieur de la cellule entre l’anode et la cathode.

Figure 15 Une courbe de charge et de décharge classique d’une batterie.

Les combinaisons les plus avantageuses des matériaux d’anode et de cathode sont celles qui donneront à la fois de la légèreté et une différence de potentiel élevée, donc une grande densité d’énergie, ainsi qu’une grande capacité de stockage. L’optimisation est cependant toujours diffi cile, car il faut aussi prendre en compte des problèmes de réactivité avec les autres composants, des problèmes potentiels de sécurité et le coût.

(courbe bleue) s’effondre pendant le soutirage du courant. Puis quand on passe en charge, on remonte progressivement la tension.

Le choix de la technologie pour une application donnée est basé sur des critères techniques (de puissance, de capacité, de rendement), des critères de coût, de calcul du rapport entre le coût d’investissement et la durée de vie pour avoir un coût de

10

400

0

350

Voltage - V

Courant - A

Courant - A Voltage - V

État de charge - %

12:00

14:24

16:48

19:12

00:00

02:24

100

50

0 12:22

14:29

16:36

18:43

Temps

244

21:36

20:50

22:57

01:03

03:10

Les critères de choix de la technologie de stockage d’énergie.

possession, puis un coût au kWh déchargé (Figure 16). Les réglementations en matière de sécurité doivent être respectées ; celle relative au stockage de l’électricité en France est drastique. Il existe une réglementation ICPE (Installations classées pour l’environnement) qui traite spécifiquement des install ations d’accumul ateur s, notamment des stations de charge d’accumulateurs de plus de 50 kW (ce qui représente des installations de relativement faible puissance). Enfin, la gestion de la fin de vie et du recyclage doit également être prise en compte ; à chaque fois qu’un nouveau produit est développé, il faut analyser le cycle de vie qui y est associé, et donc prévoir et prévenir la dangerosité ainsi que les impacts environnementaux. 2.2.3. Quelques exemples des apports de la chimie à l’amélioration des performances des batteries Les recherches menées portent sur l’utilisation de matériaux de faibles coûts et abondants dans la mesure du

possible, ainsi que sur l’augmentation des performances par le choix judicieux de matériaux spécifiques et sur la sécurisation intrinsèque. Par exemple, si l’on compare une batterie lithium-ion contenant des oxydes de cobalt telle que celle d’un téléphone portable, avec une batterie lithium-ion possédant une électrode positive en phosphate de fer, le second modèle présente une sécurité intrinsèque plus élevée que l’autre. Le procédé de fabrication joue aussi un rôle important. L’utilisation et la gestion électrique des batteries peuvent permettre d’améliorer grandement la durée de vie en la protégeant contre les dégradations et en assurant une sécurisation extrinsèque de la technologie.

Stockage de l’électricité : élément clé pour le déploiement des énergies renouvelables et du véhicule électrique

Figure 16

En dernier lieu, la chimie interviendra beaucoup dans tout le recyclage. • Les batteries au plomb La Figure 17 représente en « éclaté » les composants d’une batterie au plomb. L’électrode positive est en dioxyde de plomb et l’électrode négative en plomb.

245

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 17 Schéma éclaté d’une batterie au plomb. En décharge, nous observons : – à l’électrode positive une réduction du dioxyde de plomb PbO2 qui se transforme en sulfate de plomb : PbO2 + 4H+ + 2e– + SO42– → PbSO4 + 2H2O – à l’électrode négative une oxydation du plomb, qui se transforme aussi en sulfate de plomb : Pb + SO42– → PbSO4 + 2e– Source : http://www.seatronic.fr/conseil/ batterie-theorie.php

Soupape de surpression Plaques positives Grille de maintien

Plaques négatives Séparateur microporeux

En décharge, ces deux composés réagissent avec de l’acide sulfurique utilisé comme électrolyte, pour former des sulfates de plomb. La batterie au plomb pourrait théoriquement permettre une autonomie du véhicule de plus de 300 km pour une batterie de 250 kg car elle possède une densité énergétique théorique de 167 Wh/kg. Toutefois, cette densité énergétique est dégradée par le fait que, pour obtenir une batterie fonctionnelle de durée de vie acceptable, de nombreux autres matériaux ont été ajoutés, et l’on cherche à réduire en particulier les composants passifs tels que les grilles, les pôles et le contenant. La densité énergétique est en

Figure 18

246

Grilles en carbone vitreux : des performantes accrues par rapport aux batteries au plomb.

pratique de l’ordre de 35 à 40 Wh/kg. Une des orientations de ce type de recherche consiste par exemple à remplacer la grille de plomb, qui sert de collecteur, par une grille en carbone vitreux très léger (Figure 18) mais fragile, que l’on protège par un revêtement électro-déposé de plomb. Le carbone est un conducteur relativement bon ; par rapport au plomb, on perd peu en conductivité, mais, grâce à la structure en nid d’abeille, on obtient une meilleure tenue mécanique qu’avec une grille en plomb. Ce dispositif permet d’augmenter la densité énergétique d’un facteur deux, en passant de 30-40 Wh/kg pour les batteries avec grilles de plomb

Enfin, cette structure d’électrode augmente le rapport matière active/grille et améliore l’utilisation des matières actives plomb (Pb) et oxyde de plomb (PbO2). La plus grande surface de contact entre la matière active de l’électrode positive PbO2 et la grille améliore aussi la durée de vie de ces plaques. • Les batteries à circulation d’oxydo-réducteur (redox) Les batteries à circulation d’oxydo-réducteur sont un deuxième axe de travail pu-

Stockage de l’électricité : élément clé pour le déploiement des énergies renouvelables et du véhicule électrique

conventionnelles, à 60-80 Wh/ kg avec cette nouvelle technologie de collecteur.

rement chimique pour améliorer les performances du stockage (Figure 19), en particulier pour en réduire le coût. L’ensemble fonctionne comme une pile à combustible. La réaction électrochimique se déroule dans un réacteur, et deux réservoirs d’électrolytes dimensionnent la quantité d’énergie qui est disponible. Ces électrolytes sont pompés et mis en circulation dans le réacteur. L’avantage de ce dispositif est de pouvoir ainsi découpler l’énergie récupérable et la puissance, ce qui est impossible dans les autres technologies. L’autre

A Réservoir électrolyte Électrode

Membrane échangeuse d’ions sélective

Réservoir électrolyte

Pile à combustible régénérative Électrolyte

Électrolyte

Pompe

Source d’alimentation/ charge

Pompe

B

Figure 19 Schéma de principe du fonctionnement d’une batterie à circulation d’oxydo-réducteur (A). Ce type de batterie est appliqué dans la distribution de l’énergie électrique (lissage réseau, alimentation de secours, site isolé). B. Batterie redox installée à l’INES.

247

Chimie et enjeux énergétiques

avantage est le faible coût de cette technologie : sous réserve d’un important ratio énergie sur puissance, ce coût est limité à celui de l’électrolyte dans le réservoir, lesquels sont généralement des oxydes en solution dans un acide, ce qui est peu onéreux. L’inconvénient réside néanmoins dans le pompage, qui conduit à une chute de la densité d’énergie, ou une puissance, qui est limitée. Pour l’instant, ce type de batterie reste encore onéreux ; la promesse des 150 € par kWh n’a pas été tenue, et l’on observe en outre une autodécharge élevée. Afin de résoudre ces problèmes, un axe de recherche envisagé est la batterie redox à circulation à base de plomb, avec comme électrolyte de l’acide méthane sulfonique (Figure 20). L’acide méthane sulfonique est considéré comme un « acide ver t » qui remplace l’acide sulfurique avec l’avantage de permettre une mise en solution des ions Pb2+, c’est-à-dire de remplacer les sulfates de plomb (PbSO 4) formés dans les batteries au plomb standard par des ions Pb 2+ en solution. Ces derniers sont

Électrode

Figure 20

248

Batterie rédox à circulation PB/AMS : électrolyte d’acide méthane-sulfonique (AMS) ; sans membrane ; un seul pompage ; un seul réservoir électrolytique ; système « bas coût » (Pb) ; rendement énergétique 60-70 % ; tension d’une cellule 1,6 V.

Électrolyte

Pompe Alimentation

communs à l’électrode positive et à l’électrode négative, et un seul réservoir électrolytique est nécessaire dans ce cas. Il n’y a donc qu’un seul système de pompage, et pas besoin de membrane. Cela conduit à un système considérablement simplifié et à plus bas coût. • Les accumulateurs lithiumion Les accumulateurs lithiumion sont ceux qui répondent potentiellement le mieux à tous les besoins, aussi bien pour leur capacité à subir des cycles de charge et décharge nombreux (cyclabilité) que pour la densité énergétique, sur les véhicules électriques comme en stationnaire. Leur inconvénient demeure leur prix très élevé. Le principe de fonctionnement (Figure 21) repose sur l’intercalation et la désintercalation d’ions lithium dans l’électrode négative en graphite, et sur la désintercalation et l’intercalation d’un ion lithium dans un oxyde de cobalt ou de manganèse lithié à l’électrode positive. Depuis leur commercialisation en 1991, des progrès notables en matière de densité énergétique ont été réalisés. On obtient maintenant 140 Wh/kg à l’heure sur des batteries standard et il existe déjà des prototypes à 300 Wh/kg à l’échelle élément. Ces batteries ont révolutionné le paysage du stockage et, actuellement, des véhicules électriques en sont déjà équipés, en remplacement des batteries nickel-cadmium datant d’une quinzaine d’années. Les recherches menées actuellement pour améliorer les

e–

Décharge e–

+

(Li )solv e– + Li+ + e– → → + Li+ + e–

performances des batteries au lithium ont pour objectifs : − d’augmenter la durée de vie : l’un des moyens est d’utiliser des électrodes négatives en titanate, en remplacement du graphite, les titanates apportant une cyclabilité très importante ; − de minimiser les coûts en utilisant des électrodes positives de phosphate de fer ; − d’augmenter la densité d’énergie ; − de rechercher de nouveaux couples redox : on remplace le couple lithium-graphite par le couple lithium-air. Or, comme on n’embarque pas l’air mais

(Li+)solv e– → + Li+ + e– + Li+ + e– →

seulement un catalyseur de la réaction, ce sont autant de volume et de masse économisés. On utilise aussi des couples lithium-soufre ou des électrodes négatives hautes densités comme le silicium.

Figure 21 Accumulateurs Li-Ion (premier système commercialisé graphite/ LiCoO2, par Sony en 1991). Principe : rocking-chair : – électrode négative : Li+ + e– + 6C LiC6 – électrode positive : LiCoO2 Li0,45CoO2 + 0,55 Li+ + 0,55 e– De nouveaux couples électrochimiques en cours de développement : LiFePO4 /Li4Ti5012 et LiFePO4 /LiC6.

2.2.4. Le recyclage des batteries lithium-ion Le recyclage des batteries lithium-ion est aussi un problème important dans lequel la chimie a un apport majeur comme on peut le voir sur la Figure 22, qui représente les différentes étapes d’un recyclage d’une batterie phosphate de fer faisant partie d’un

Figure 22 Étapes du recyclage d’une batterie phosphate de fer.

Stockage de l’électricité : élément clé pour le déploiement des énergies renouvelables et du véhicule électrique

Charge

249

Chimie et enjeux énergétiques

A

B

Figure 23 Composants chimiques d’une batterie phosphate de fer : liant d’électrodes (A) ; collecteur d’aluminium nettoyé (B) ; lithiumion phosphate de fer (LiFePO4) et carbone (C) ; solution de poly(fluorure de vinylidène) (D). Source : CEA

C

brevet déposé par une équipe du CEA de Grenoble. Examinons la chimie de ce recyclage. La Figure 23 représente les composants chimiques d’une batterie au phosphate de fer : on doit mettre en solution le liant d’électrode par voie organique dans des produits non dangereux pour la santé humaine, puis séparer les matières en suspension par centrifugation ou par filtration, évaporer et condenser le solvant. Par exemple, on part d’une électrode (Figure 25A) enduite de matières actives ; on récupère les collecteurs, qui sont en aluminium sur l’électrode positive ou en cuivre sur l’électrode négative. Et sur l’électrode positive en aluminium, on récupère la poudre de phosphate de fer, ainsi que du carbone.

Figure 24 250

Le système de stockage.

D

Améliorer l’ensemble du système de stockage

3

Un système de stockage de l’électricité ne se limite pas à la technologie de stockage utilisée : non seulement il faut intégrer intelligemment l ’ensemble des éléments (pack batteries), mais cet ensemble doit être intégré en système de stockage incluant potentiellement un conver tisseur pour l’interaction avec le réseau électrique (Figure 24). En fait, chacun des composants contribue à la performance du système de stockage, et, à chaque moment, peut en dégrader son utilisation. En ce qui concerne la batterie, dans la plupart des cas, c’est une mauvaise utilisation qui conduit à sa dégradation.

L’électricité stockée peut être utilisée à différents niveaux d’un réseau électrique (Figure 26) : au niveau de la production d’électricité, de la transmission et au niveau de la distribution dans un réseau. Le stockage a une fonction transversale, c’est-à-dire que

B

160

Température EA

Étude de l’emballement thermique d’une batterie lithium-ion à l’aide d’un capteur acoustique (A). Utilisation de l’émission acoustique pour le diagnostic avancé d’événement (B). Les événements se produisant à l’intérieur de l’accumulateur sont suivis en temps réel. On détecte un emballement thermique à 93 °C par l’émission acoustique contre 113 °C par mesure de la température de surface. Source : CEA

100

Prism 1

90

140

80

120

70 100

60

80

50

60

40 30

40 20 20 0

10 0

5

10

15

20

25

0

Temps (h)

Stockage de l’électricité : élément clé pour le déploiement des énergies renouvelables et du véhicule électrique

A

Figure 25 3.2. L’organisation commerciale du stockage stationnaire

Evt cumulés

Dans un véhicule électrique, il faut détecter largement en amont tout risque de départ de feu ou d’éjection d’électrolyte de la batterie qui génère des réactions exothermiques et entraîne un emballement thermique qui dégraderait la batterie. Si l’on se contente de mesurer la température de surface de la batterie, l’emballement thermique n’est détecté qu’au-delà de 113 °C, alors que des études ont montré que lorsqu’un emballement thermique se déclenche, la batterie « crie », c’est-àdire émet des signaux acoustiques. Des capteurs acous-

tiques ont été mis au point qui permettent de détecter un signal dès 93 °C (Figure 25) largement en avance d’une détection par mesure de la température de surface de l’élément.

Temp (°C)

3.1. La prévention des emballements thermiques

Figure 26 Le stockage peut être envisagé à chaque niveau de la production, mais des difficultés sont rencontrées dans l’insertion et la récolte de la totalité des bénéfices.

251

Chimie et enjeux énergétiques

si tous les possesseurs d’une centrale photovoltaïque sur leur toit possèdent une petite batterie lithium-ion de 10 kWh et consomment localement l’énergie qu’ils ont produite, ils vont délester d’autant les moyens de production qui sont en amont, mais le producteur ne va pas nécessairement avoir envie de les rétribuer. Il y aura donc une difficulté à récolter

les bénéfices du stockage, qui a un impact transversal sur la chaîne électrique, laquelle est en cours de libéralisation. Par conséquent, la multiplication des acteurs rend très difficile l’organisation commerciale du stockage pour lequel un cadre réglementaire est nécessaire pour pouvoir mieux l’utiliser et surtout le rentabiliser économiquement.

La chimie joue un rôle clé dans le stockage électrique Le stockage électrique est nécessaire à l’intégration des énergies renouvelables et au développement des véhicules électriques. La chimie y joue un rôle prépondérant, notamment dans le développement des batteries, avec un enjeu principal qui est le coût. Ce coût peut être diminué en travaillant sur la conception des batteries (en utilisant des matériaux performants et abondants), mais aussi en agissant sur l’utilisation des batteries dans de bonnes conditions pour augmenter leurs durées de vie. Le rôle de la chimie est fondamental pour assurer un cycle de vie vertueux, c’est-à-dire une éco-conception ainsi qu’un recyclage des systèmes de stockage. Cependant, le développement du stockage est aussi limité par les aspects réglementaires, qui sont un frein non technologique, mais tout à fait existant à l’heure actuelle, et heureusement en cours de résolution.

252

Claude Gudin

CO2

et

microalgues, pour une

chimie

renouvelable Claude Gudin est ancien directeur des programmes à la British Petroleum, puis au CEA. Il est aussi écrivain, essayiste et consultant scientifique.

Quand un monde invisible se manifeste à nous

1

Les microalgues sont des organismes végétaux microscopiques présents sur Terre depuis plus de 3,5 milliards d’années. Elles sont en permanence tout autour de nous. Lorsque les conditions deviennent favorables (présence d’une forte humidité et de lumière), elles prolifèrent et se rendent visibles par leurs couleurs comme il est possible de le voir sur les branches d’un arbre (Figure 1) ou dans les fl aques d’eau lors d’une journée ensoleillée suivant de fortes pluies d’orage (Figure 2). Ces dernières algues qui ont la texture et la

couleur du sang sont appelées Haematoccocus pluvialis. C’est un caroténoïde, l’astaxanthine, qui est responsable de cette coloration. Ces microalgues sont en réalité des algues vertes unicellulaires dotées de flagelles pour le déplacement ; comme elles supportent mal les excès de lumière, quand l’eau s’évapore, pour protéger leur chlorophylle qui est fragile, les algues se fabriquent un filtre solaire qui est ce pigment rouge, et c’est ainsi qu’elles passent du vert au rouge. 1.1. Un jardin médicinal de microalgues Il existe dans la nature environ 30 000 espèces de

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 1 Prolifération de microalgues sur les branches d’un conifère.

Figure 2 Prolifération d’Haematococcus pluvialis dans une flaque d’eau (à gauche). L’astaxanthine est le pigment qui lui donne sa couleur rouge sang.

microalgues et de cyanobactéries1. Plus de 500 espèces sont clonées et conservées dans une collection de 7 000 cultures situées dans les locaux de la société Thallia Pharmaceuticals 2 à Tarbes. Les cultures sont conservées dans des tubes (Figure 3A) ou dans des fl acons gélosés (Figure 3B), et sont repiquées régulièrement et soigneusement dans de bonnes conditions microbiologiques afin de garder leur pureté. C’est un véritable jardin botanique puisque les algues et les cyanobactéries

254

1. Les cyanobactéries sont des bactéries procaryotes (sans organite intracellulaire) capables de photosynthèse. 2. www.thallia.fr

sont des microvégétaux. On peut aller puiser dans ce nouvel herbier microscopique pour y desceller parmi les molécules actives produites celles pouvant conduire à de nouveaux médicaments. 1.2. Exemples de microalgues productrices de substances chimiques d’intérêt pharmaceutique 1.2.1. Haematococcus pluvialis Nous avons vu que la couleur rouge de l’Haematococcus pluvialis est due à un pigment caroténoïde appelé l’astaxanthine (Figure 4). Il joue le rôle de filtre solaire et protège la chlorophylle photosensible de l’algue unicellulaire (Figure 5A) lorsque celle-ci

CO2 et microalgues, pour une chimie renouvelable

A

B

Figure 3 A. Tubes de conservation de cultures de microalgues. B. Flacons gélosés pour la conservation de cultures de microalgues.

H 3C

Phytoène

CH3 CH3 O CH3

Rhodopsine (Rétinol) Eugléna (œil) Lycopène cyclisation

oxygénation

β-carotène Dunatiella Cryptoxanthine

Échinénone O O

oxygénation

Zéaxanthine – Porphyridium

Cantaxanthine O



O

hydroxylation

Lutéine

OH

XX …

(dans la macule de l’œil) Adonirubine

HO O

O

hydroxylation HO O

OH

Astaxanthine – Chlamydomonas – Haematococcus – Eugléna

Figure 4 Les caroténoïdes des microalgues.

est fortement exposée au soleil, notamment lorsque l’eau s’évapore et que les rayons lumineux sont peu filtrés (Figure 5B). La Figure 6 montre le schéma de la cellule d’Haematococcus pluvialis.

1.2.2. Chlamydomonas À la base des flagelles des cellules ovoïdes de Chlamydomonas (Figure 7) se trouve un petit œil rouge : le stigma. Il est composé d’un caroténoïde appelé rhodopsine

255

Chimie et enjeux énergétiques

Figure 5

A

B

A. Haematococcus pluvialis ayant peu produit d’astaxanthine, vu au microscope optique. B. Haematococcus pluvialis ayant produit beaucoup d’astaxanthine, vu au microscope optique.

Figure 6 Schéma d’une cellule d’Haematococcus pluvialis. Flagelles (mobilité)

Vacuole pulsatile

Mitochondrie (respiration)

Stigma « eye spot »

Vacuole Astaxanthine

H.p. Chloroplaste (photosynthèse) Noyau génétique

(voir aussi la Figure 4), le même qui tapisse la rétine de notre œil (le rétinol) en formant la plaque photoréceptrice nous permettant d’enregistrer les images. 1.2.3. Porphyridium cruentum 256

Porphyridium cruentum est une algue rouge unicellu-

laire (ou rhodophycée) de 20 micromètres de diamètre (Figure 8). Son nom (du latin cruentum = couvert de sang) lui vient de sa présence dans les plaies sanguinolentes des statuettes de Christ des églises bretonnes. L’algue provient de l’eau de mer que les marins

Chlamydomonas et son stigma de rhodopsine rouge.

A

B

CO2 et microalgues, pour une chimie renouvelable

Figure 7

Mitochondrie Membrane

Chloroplaste

Noyau ADN P.c.

Polysaccharide exonucléaire Vacuole lipidique Phycobilisomes

Figure 8 A. Porphyridium cruentum vu au microscope optique et structure de la molécule zéaxanthine. B. Schéma d’une cellule de Porphyridium cruentum.

apportent avec eux, puis elle prolifère lorsque les vitraux orientent la lumière vers les statues. Elle produit un autre caroténoïde de couleur orange : la zéaxanthine (voir aussi la Figure 4). Ce composé, avec la lutéine, existe dans la rétine et permet la vision en couleur mais il est dégradé avec le temps. Cela

Amidon fluoridéen

Phycoarythrine Phycocyanine Allophycocyanine

Membrane de thylacoïde

se traduit par des dégénérescences maculaires 3 de la rétine et par une perte progressive de la vision pouvant aller jusqu’à la cécité. La zéaxanthine représente donc un composé chimique 3. Dégénérescence maculaire : détérioration liée à l’âge de la macula, zone de la rétine située au fond de l’œil d’où provient l’acuité visuelle.

257

Chimie et enjeux énergétiques

d’intérêt pharmaceutique puisqu’une alimentation enrichie en celui-ci permettrait sans doute de ralentir l’évolution de cette dégénérescence maculaire liée à l’âge (DMLA). Nous verrons plus loin un procédé mis au point pour produire du concentré de zéaxanthine à l’échelle industrielle (paragraphe 2.1). 1.2.4. Botryococcus braunii (Figure 9) Cette algue est la seule qui produise de vrais hydrocarbures à longues chaînes et doubles liaisons. Ces hydrocarbures diènes pourraient être utilisés dans la fabrication de nouveaux plastiques. Pourtant, les recherches ne privilégient actuellement pas la production de cette microalgue.

Figure 9 Schéma d’une cellule de Botryococcus braunii.

2Δ C27 + 2Δ C29 + 2Δ C31

Mitochondrie Respiration Nuit

Carotenoïde Vacuole

B.b.

Noyau génétique

Huile

C90 H156 O6 Sporopollenin Chloroplaste Photosynthèse

Polysaccharide Fixation CH3–(CH2)7–CH=CH–(CH2)n–CH=CH2 (n = 15, 17, 19)

258

Exploitation de la culture des microalgues

2

2.1. Procédé bio solaire de préparation de la zéaxanthine Il est possible de produire à l’échelle industrielle un concentré de zéaxanthine à partir d’un procédé qui permet de cultiver et d’optimiser la croissance de Porphyridium curentum, en reproduisant artificiellement ce qui se passe dans la nature. Le cœur du procédé est un capteur solaire tubulaire, le photoréacteur, qui permet de capter le maximum de lumière dont ont besoin les algues pour réaliser la photosynthèse, c’est-àdire transformer le dioxyde de carbone CO2 en matière organique (la biomasse) et libérer de l’oxygène (Figure 10A). Dans ces 550 mètres de tubes de plexiglas circulent 2 500 litres de culture où se développent 25 kilogrammes de microalgues ; c’est-à-dire que, dans chaque millilitre de cette soupe rouge, se trouvent 10 millions de microalgues. L’espèce de mousse blanchâtre que l’on voit à la surface des tubes (Figure 10B) est due à l’émission par la microalgue d’une substance visqueuse qui est rejetée dans le milieu de culture et qui s’émulsionne avec l’oxygène dégagé lors de la photosynthèse. Tous les composés de la photosynthèse sont donc visibles sur cette Figure 10B, sauf le dioxyde de carbone qui est injecté dans le milieu de culture dans lequel il est dissous. L’originalité de ce réacteur est le principe de la culture

B

Figure 10

CO2 et microalgues, pour une chimie renouvelable

A

A. Le photoréacteur tubulaire dans lequel circule la solution de culture de Porphyridium cruentum. B. Le phénomène de photosynthèse visible à la surface du tube.

en continu, c’est-à-dire que l’on ajoute en permanence une certaine quantité de solution d’engrais liquide, tandis qu’on soutire en permanence la même quantité de culture, le réglage du débit permettant ainsi de contrôler les temps de séjour des microalgues dans le réacteur de culture dont dépendra l’âge moyen des cellules. Le photoréacteur tubulaire est intégré dans un ensemble automatisé d’appareils constituant une boucle fermée que Porphyridium met 35 minutes à parcourir. Il est relié à une colonne « air lift4 » qui injecte l’air permettant de pulser le liquide tout au long des tubes du photoréacteur et également le dioxyde de carbone indispensable à la photosynthèse. Sur la Figure 10A, on voit à la périphérie la cuve d’alimentation en milieu minéral, solution d’engrais stérile

4. Une colonne air lift est un système d’injection d’air comprimé dans une colonne verticale pour entraîner le liquide qui s’y trouve.

qui est ajoutée en continu à la culture de Porphyridium cruentum, alors qu’on soutire dans le même temps une quantité équivalente de culture qui est stockée dans une cuve de récolte avant de subir une centrifugation tubulaire permettant de séparer la pâte de microalgues et d’en extraire la boue rouge, qui est le produit final. La zéaxanthine est récupérée sous forme de poudre rouge ou sous forme de pastilles comprimées après dessiccation de la boue rouge. Les paramètres tels que le pH, la température, le débit de CO2 et la qualité des sels minéraux composant l’engrais des microalgues sont régulés en permanence dans le but de contrôler la pureté microbiologique de la culture et le temps de séjour. Ce procédé préfigure ce que l’industrie pharmaceutique pourrait obtenir à par tir des microalgues et donne l’exemple de ce que pourrait être l’exploitation des quelque 30 000 espèces qui ont été dénombrées.

259

Chimie et enjeux énergétiques

2.2. Autres exemples d’exploitations de microalgues Actuellement, la plupart des cultures de microalgues sont encore réalisées en discontinu. Le procédé en continu précédent présente l’intérêt de pouvoir maîtriser l’âge et finalement la biochimie de la cellule car les cellules jeunes ne fabriquent pas les mêmes produits que les cellules âgées. Par ailleurs, il existe d’autres modes d’exploitation que celle basée sur la photosynthèse. Cependant, l’avantage de la photosynthèse est que la biomasse ainsi produite est riche en antioxydants, car les microalgues unicellulaires sont constamment balayées par le courant d’oxygène et secrètent ainsi de grandes quantités de radicaux libres5 (Figure 11). Les antioxydants sont des molécules très recherchées comme la vitamine C, la vitamine D, les tocophérols (vitamine E), l’ergostérol, le glutathion peroxydase, ou encore la superoxyde dismutase (SOD), qui auparavant ne pouvait être extraite que du sang humain ou du sang de bœuf ; les problèmes liés au VIH ou à la maladie de la vache folle ont conduit les chercheurs à valoriser celle d’origine végétale, produite par Porphyridium cruentum. Cependant, les cultures par photosynthèse ont pour in-

260

5. Un antioxydant est une molécule qui empêche ou diminue l’oxydation d’autres molécules, en particulier celle provoquée par les radicaux libres, ces composés produits lors des réactions d’oxydo-réductions ayant lieu dans les cellules (ex : O2• –, HO•, NO•...).

convénient les faibles concentrations en biomasse qui ne peuvent pas dépasser 3 g/L, et utilisent donc des quantités d’eau considérables. Il a été récemment découvert (prix de l’Innovation Pierre Potier, obtenu par la société Fermentalg6 en 2012) que les microalgues étaient capables de fonctionner dans l’obscurité totale, en hétérotrophie (sans CO 2 ), c’est-à-dire de produire de la matière organique à partir de carbone organique uniquement issu de la biosynthèse végétale. Dans ce cas, on peut travailler avec des concentrations cellulaires de 100 g/L ; mais l’inconvénient est que les systèmes hétérotrophiques consomment de l’oxygène et produisent du dioxyde de carbone. Il faut donc envisager de les coupler avec un système phototrophique (par photosynthèse) et de recycler les gaz. Entre ces deux alternatives, la photosynthèse ou l’hétérotrophie, on peut aussi utiliser des solutions intermédiaires que l’on appelle la mixotrophie 7, qui consiste par exemple à rajouter du sucre dans un photoréacteur, ce qui permet d’augmenter la concentration de la biomasse jusqu’à 30 g/L. L’autre solution est de rajouter de la lumière dans un réacteur obscur, ce qui permet de monter à des concentrations cellulaires assez fortes. 6. Voir : R. Messal (2012). La chimie innovante récompensée. Les lauréats des prix Pierre Potier et ChemStart’Up. L’Act. Chim., 369 : 45-46. 7. Mixotrophie : capacité à utiliser plusieurs sources de carbone par phototrophie (à partir de l’énergie lumineuse) et hétérotrophie.

CO32–

HCO3– Zn

Cocolithes pH4 ≈ 100 % Cyanidium

pH6 50/50 Chorelle

Rubisocarboxylase Chloroplaste

Cytosol

CO2 pH

ACZn

pH10 50/50 Dunaliella

pH8 ≈ 100 % Porphyridium

CO2 pH

HCO3–

Espèces marines

Membrane CO2

ACZn HCO3–

pH12 ≈ 100 % Emiliana

pH HCO3–

Membrane

Sédiments calcaires

Milieu CO2

AC

Cellule de microalgue

pH

CO2 et microalgues, pour une chimie renouvelable

Anhydrase carbonique CO2

HCO3–

Espèces d’eau douce

CZn = Anhydrase carbonique

Mais dans tous les cas, le problème majeur est de réduire la consommation d’eau. Pour cela, nous avons développé avec le professeur Daniel Thomas, de l ’université de Compiègne, une technique qui consiste à immobiliser les microalgues sur un support spongieux en polyuréthane. Si l’on prive les microalgues d’azote à basse température, elles se développent à l’intérieur des alvéoles et colonisent l’éponge. Cette technique peut être appliquée quand le produit chimique fabriqué par la microalgue est exocellulaire, c’est-à-dire produit à l’extérieur de la cellule ; il est alors facilement récupérable. C’est le cas avec la microalgue Porphyridium cruentum, qui, utilisée dans ces conditions quand on la prive d’azote, produit un polysaccharide sulfaté exocellulaire très utilisé dans des

domaines aussi variés que la cosmétologie ou la récupération assistée du pétrole. Un autre exemple intéressant de microalgue cultivable et pouvant être utilisée en immobilisation est Botryococcus braunii : c’est la seule algue microscopique qui produit de vrais hydrocarbures à longues chaînes avec deux doubles liaisons. Ces hydrocarbures diènes seraient extrêmement intéressants comme matière première de base d’une nouvelle plastochimie.

Figure 11 Détoxification des radicaux libres dans le thylacoïde (membrane des chloroplastes).

2.3. L’héliosynthèse : base d’une nouvelle chimie renouvelable La photosynthèse est basée sur le captage de l’énergie solaire, c’est pourquoi elle peut être appelée hélios y nthè s e (du dieu gr e c Hélios, personnification du

261

Chimie et enjeux énergétiques

48 photons C6,14 H10,3 O2,24 N + 6,85 O2

6,14 CO2 + 3,65 H2O + NH3

Biomasse cellulaire CO2

O2 Photosynthèse ≤ seconde

Anti-oxydants

Voie lévulinique

Isoprènes Sesqui-terpènes En chaînes

Métabolisme

Voie mévalonique

Tétrapyrroles

Fermés

Croissance ≈ heure

Triterpènes

C5 C15 C30

Monoterpènes C40

Polysaccharides

Alcènes et acides gras

C10 C20

Division ≈ jour

Diterpènes

Acétate Ac. palmitic

Caroténoïdes Ac. oleïc

Chlorophylles

Phycocyanines Phycoerythrines

Figure 12 Photosynthèse ou héliosynthèse végétale.

262

C90H136O8 de Botryococcus

Acides gras polyinsaturés (EPA–AA–DHA)

n-alcadiènes n-alcatriènes CH3–(CH2)7–CH=CH–(CH2)n–CH=CH2

soleil) (Figure 12). C’est une réaction rapide, de vitesse inférieure à la seconde, qui a lieu dans le chloroplaste de la cellule. Avec 48 photons, la cellule produit sept molécules de biomasse et émet de l’oxygène. Grâce à cette biomasse, la cellule grandit et grossit : ce phénomène du « grandissement cellulaire » est de l’ordre de l’heure. C’est-à-dire qu’en dix à douze heures, en partant d’une petite algue, on en fabrique une plus grosse. Le phénomène de division cellulaire a lieu la nuit, une fois que le grandissement cellulaire est achevé et que la cellule a atteint sa taille définitive. Lorsque le procédé de culture de microalgues n’est pas continu et bien maîtrisé, il y a alors un mélange d’accroissement cellulaire, lié au grandissement cellulaire, et de

division cellulaire, qui conduit au taux de dilution8. De plus, nous avons vu que les microalgues pouvaient tout aussi bien être des organismes photosynthétiques, hétérotropes ou mixotropes. Tous ces paramètres et processus biologiques sont à maîtriser si l’on veut maîtriser la culture des microalgues. Pour cela, le procédé de culture en continu est le mieux adapté. La Figure 12 montre que les produits issus des microalgues résultent de trois principaux métabolismes. 2.3.1. La voie lévulinique La voie lévulinique conduit à la production de tétra pyrroles. La chlorophylle, le capteur 8. Le taux de dilution est le rapport du débit d’entrée dans le réacteur sur le volume de celui-ci.

Ces tétra pyrroles sont des pièges optiques très efficaces. La chlorophylle est verte, cela s’explique par le fait qu’elle absorbe les rayonnements rouges et bleus. À l’inverse, la phycoérythrine est rouge et la phycocyanine est bleue, ce qui signifie qu’elles absorbent toutes les couleurs autres que respectivement le rouge et le bleu. Lorsque les algues se trouvent à des profondeurs océaniques que la lumière rouge n’atteint pas, la chlorophylle ne peut pas absorber le rayonnement. Mais la phycoérythrine peut capturer ces photons verts, ce qui provoque une fluorescence de la molécule permettant le renvoi de photons à la phycocyanine, qui fluoresce à son tour et renvoie à la chlorophylle des photons dans la gamme des longueurs d’ondes du rouge. Cela permet le bon fonctionnement du système. 2.3.2. La voie mévalonique À partir du CO2, la cellule est capable de produire un certain nombre de polymères :

des isoprènes9, des monoterpènes, des sesquiterpènes, des diterpènes, des triterpènes et des caroténoïdes. Ces molécules ont un squelette stérol que l’on retrouve dans le monde animal (cholestérol, hormones stéroïdiennes...). Au bout de cette voie métabolique, on trouve un polymère à 30 atomes de carbone. Il s’agit d’une structure tri-lamellaire qui entoure Botryococcus braunii (l’algue à hydrocarbures) dont on a retrouvé des traces dans des empreintes fossiles datant de plus d’un milliard d’années. Il serait donc envisageable d’utiliser ce polymère pour enrober de façon efficace les déchets nucléaires.

CO2 et microalgues, pour une chimie renouvelable

solaire de la cellule, est un tétra pyrrole fermé. Les autres tétra pyrroles restent ouverts et sont en chaînes. Cette famille de molécules conduit aux structures protéiques suivantes : les phycoc yanines (tétr a pyr roles bleus) et les phycoérythrines (tétra pyrroles rouges). Ces structures protéiques sont extrêmement utiles, particulièrement en cosmétologie. Les Japonaises utilisent par exemple les phyco cyanines pour le maquillage des paupières, et les phycoérythrines pour celui des joues. D’autres utilisations sont possibles.

2.3.3. La voie des alcènes et des acides gras Ce dernier grand courant métabolique est celui qui conduit à la production de lipides insaturés comme les oméga-3 que l’on retrouve certaines margarines achetées dans le commerce. Le DHA (acide docosahexaénoïque), qui permet nos connexions neuronales, est un oméga-3 extrêmement important qui peut nous être fourni par les microalgues via la chaîne alimentaire. Seules les microalgues le synthétisent, c’est pourquoi nos grands-mères nous faisaient boire de l’huile de foie de morue : la morue mange des microcrustacés, qui euxmêmes avaient mangé des microalgues.

9. Au sujet des terpènes, voir La chimie et la nature, chapitre de M. Rohmer, coordonné par M.-T. Dinh-Audouin, D. Olivier et P. Rigny, EDP Sciences, 2012.

263

Chimie et enjeux énergétiques 264

L’avenir de la chimie des microalgues Tous ces exemples montrent que les possibilités offertes par la culture des microalgues vont au-delà de la production de carburant dont on parle beaucoup actuellement. Dans les procédés de culture hétérotropes, où l’on monte à des concentrations cellulaires assez fortes de l’ordre de 100-150 g/L, si l’on prive les microalgues d’azote, elles se mettent à accumuler des lipides jusqu’à 30 % de leur poids. Cela permet donc de produire en continu 30 g/L d’huile de microalgue qui peut être, après une réaction chimique d’acétylation, transformée pour les moteurs diesel. Cette application semble cependant moins prometteuse que celle d’une nouvelle chimie renouvelable. Alors qu’environ 30 000 espèces de microalgues sont connues, leur biodiversité est quasiment inconnue et peu de personnes savent actuellement correctement les exploiter. Seule une trentaine d’espèces faciles à cultiver sont actuellement étudiées. Les microalgues intéressantes pour de nouveaux produits dorment encore dans la nature et sont à découvrir10.

10. Voir C. Gudin, Une histoire naturelle de la séduction, Seuil, 2007 ; C. Gudin, Une histoire naturelle des microalgues, Odile Jacob, mai 2013 ; C. Gudin, La Culture de l’invisible, Ovadia, juin 2013 ; O. Bernard, Le rêve porté par les microalgues, Ovadia, juin 2013.

François Loos

2050 : une

chimie verte

dans une sans ou

France

fossiles



presque

François Loos est président de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME)1 et ancien ministre de l’Industrie.

Est-il possible d’imaginer un monde sans pétrole ? En se situant au niveau mondial, le groupe de réfl exion que j’ai animé pour le ministère de l’Industrie en était venu à la conclusion qu’il était impossible d’arriver à se passer entièrement du pétrole dans le modèle économique mondial actuel. Par analogie avec le domaine de l’énergie, si l’on considère le domaine des déchets, on parle d’une économie circulaire et durable. Le terme durabilité est introduit parce que les déchets seraient réutilisés pour en faire des matières pre1. www.ademe.fr

mières de notre consommation. Ainsi, les ressources de la Terre seraient préservées, notamment le pétrole fossile, qui ne serait plus envoyé sous forme de CO2 dans l’atmosphère, ce qui nous permettrait d’avoir une économie durable et renouvelable. Une économie circulaire, durable et renouvelable est-elle possible lorsque l’on parle d’énergie ou sommes-nous condamnés à consommer sept fois ce que la Terre produit, comme certains l’ont calculé ? Sommes-nous capables de faire autrement, notamment dans le domaine de la chimie ? L’ADEME a tenté de répondre à cette question en établissant

Chimie et enjeux énergétiques

un scénario pour la France à l’horizon 2050. Cet horizon est caractérisé par le facteur quatre : en effet, la France et les pays développés doivent réduire par quatre leurs émissions de CO2 (émissions de pétrole, gaz, charbon) d’ici à 2050. Ce chapitre présente les conclusions de ce rapport. Il faut noter que, dès à présent, la chimie peut fonctionner en n’utilisant que des matières premières vertes : par exemple, l ’industriel français Plastic Omnium produit des poubelles en polyéthylène bio-sourcé, issu du maïs. Mais comme il a été montré dans les Chapitres de B. Bigot et J.-F. Rous, nous ne sommes qu’au début de cette démarche, mais cette démarche est possible.

Contexte global actuel. Une crise de confiance dans la chimie

1

Nous vivons actuellement une crise économique et une crise de confiance et de scepticisme dans les politiques, mais aussi dans les progrès scientifiques et techniques. Pour la première fois de notre histoire, deux personnes sur trois estiment que la prochaine génération vivra moins bien que la nôtre.

266

Plus on invente de choses et plus on se rend compte qu’elles révèlent des risques et que le progrès n’est pas aussi linéaire qu’on le croit. La défiance est grande par rapport aux « substances chimiques » de l’industrie agroalimentaire, cosmétique ou pharmaceutique.

Prenons l’exemple de la pollution de l’air : on se rend compte qu’une fois l’air traité par des filtres à particules, il existe encore des microparticules qui sont tout aussi dangereuses voire davantage, puisqu’elles entrent plus profondément dans l’organisme. Alors que peut-on faire de plus ? Plus généralement, que peuton faire pour restaurer la confi ance dans la chimie et dans son industrie ? Cela est indispensable puisque pour trouver des solutions à de nombreux problèmes de notre vie quotidienne, comme nous le voyons dans cet ouvrage en ce qui concerne notre futur énergétique, la chimie doit être aujourd’hui innovante et apporter ses approches et ses techniques au jour le jour.

Restaurer et développer la confiance dans la chimie et son industrie

2

Pourtant, la chimie a su réduire ses impacts, notamment en gérant de mieux en mieux les risques industriels (gestion des productions, des sites, etc.). L’industrie chimique a réduit de façon importante ses émissions de gaz à effet de serre. Elle a mis en œuvre et applique les normes sécuritaires et environnementales très strictes des directives européennes REACH. Elle prend en compte le cycle de vie des molécules, hors du seul cycle de synthèse ou de fabrication. Mais maintenant, la chimie doit aller plus loin et offrir à la transition énergétique des voies nouvelles de valorisa-

Les ressources fossiles nous coûtent cher, leur importation représente un budget de 70 milliards d’euros par an, ce qui correspond environ au déficit commercial actuel de la France.

De plus, les produits « verts » issus de la chimie du végétal peuvent être eux-mêmes au service de l’économie d’énergie : citons par exemple les polymères utilisés comme produits d’isolation dans le bâtiment. Il faut mettre en place une économie circulaire et aller vers un recyclage plus systématique.

Cela signifi e que le pétrole et le gaz que l’on importe créent une balance commerciale déficitaire pour notre pays. Si on ne les importait pas et que l’on arrivait à faire de l’énergie renouvelable en quantité suffisante, la France réaliserait une économie de 70 milliards d’euros par an. Si l’on calcule le montant que cela représente sur vingt ans, cela conduit à une somme d’ordre de grandeur signifi catif en comparaison avec les discussions budgétaires qui ont lieu en ce moment.

De multiples enjeux dans les domaines de l’énergie et de la chimie

3

3.1. Enjeux énergétiques : les ressources fossiles sont limitées et coûtent cher En ce qui concerne les énergies fossiles, tous les pétroliers disent qu’il reste du pétrole pour les quarante prochaines années. Il est aussi vrai qu’il y a quarante ans, ils annonçaient déjà qu’il y en avait pour quarante ans ; il y en a donc probablement pour plus de quarante ans. Mais même s’il reste du pétrole pour deux cents ans, les limites physiques et les effets sur le climat et les missions de CO2 sont réels. Cependant, ce n’est pas en faisant peur aux gens sur ces effets réels qu’ils changent d’attitude ; donc, annonçons ces problèmes, mais ne comptons pas trop sur cette annonce pour que cela entraîne une évolution significative dans le sens contraire.

2050 : une chimie verte dans une France sans fossiles… ou presque

tion qui soient moins tributaires des énergies fossiles : pour cela, il faut développer la chimie du végétal, à la fois comme source de matière première et comme source d’énergie.

Par ailleurs, il faut savoir que la concurrence de plus en plus importante sur les marchés énergétiques avec les pays émergents entraîne une forte volatilité des prix, des tensions internationales et une faible sécurité des approvisionnements. Rappelons également l’engagement international du facteur quatre. Les sciences de la chimie et leurs applications doivent donc être un moteur de croissance verte et durable. Le cycle de vie des molécules et la fin de vie des produits doivent être pris en compte. L’utilité sociétale des innovations, l’acceptabilité sociale des risques (exemple des nanoparticules) sont des données dont chaque responsable de la chimie est maintenant conscient.

267

Chimie et enjeux énergétiques 268

3.2. Les bioressources et leurs usages 3.2.1. Les différents types de bioressources Il existe trois types de bioressources : tout d’abord, la biomasse forestière, c’est-à-dire la mobilisation des déchets du bois. Par exemple, pour se chauffer au bois, au lieu d’utiliser du chauffage au gaz, on peut utiliser des pellets ou des granulés, qui sont des déchets du bois. Ainsi, plus notre filière bois sera puissante, plus nous aurons des bioressources disponibles. Nous avons une ressource forestière importante en France et pourtant nous n’en consommons que 50 % à l’heure actuelle ; nous devrions en mobiliser davantage. Pour cela, il est nécessaire de valoriser tous les usages du bois : par exemple, pour avoir plus de bois sous forme de déchet, il faut avoir plus de bois de sciage, donc plus de bois pour faire des meubles, plus de bois pour faire des charpentes… Il y a donc toute une nouvelle économie à penser, à mettre en place et à mobiliser dans le domaine de la filière bois. La bioressource intègre aussi la biomasse agricole, hors méthanisation (exemple : le lisier de porc en Bretagne). Nous avons aussi des algues vertes ; nous mettons en place des programmes pour les résorber. Mais, en fait, c’est surtout le traitement des lisiers (qui est à l’origine de ces algues vertes) dont il faudrait assurer le traitement de façon systématique et beaucoup plus importante. Il existe là une ressource considérable

de biomasse méthanisable, qui représente le troisième type de bioressource auquel nous avons accès. Nous sommes loin derrière les Allemands dans le domaine de la méthanisation ; de nombreux progrès peuvent être réalisés dans cette filière. 3.2.2. Les usages énergétiques des bioressources En ce qui concerne la biomasse forestière, elle pourrait être utilisée dans le domaine du bois et de l’énergie. Il est possible de se chauffer au bois et, même si toute la France ne peut pas le faire, si toutes les personnes qui le peuvent se chauffaient au bois, cela représenterait une proportion de la population déjà plus importante qu’aujourd’hui, et une économie. À l’heure actuelle, il n’y a pratiquement pas de production de biogaz issu de la méthanisation, mais on pourrait imaginer dans le futur que ce biogaz purifié et transporté dans de bonnes conditions puisse servir à faire rouler des voitures au gaz. Ainsi, on peut avoir de la chaleur renouvelable et des transformations de biomasse. Les bioressources peuvent aussi servir à produire des biocarburants. En ce qui concerne les biocarburants de première génération, leur usage est de plus en plus limité car ils mobilisent des cultures alimentaires dans les pays en développement (voir le Chapitre de S. Jullian). Mais les biocarburants de deuxième génération, eux, sont des produits dérivés des déchets du bois, donc s’ils sont faisables dans des conditions

3.2.3. Les usages non énergétiques des bioressources Les usages non énergétiques se trouvent dans deux domaines : − le domaine de la construction, avec la construction en bois ; − le domaine de la chimie du végétal, en développant des produits chimiques issus du végétal (voir le Chapitre de J.-F. Rous).

4

Contexte énergétique global

La répartition de la consommation d’énergie fossile en France par type d’énergie a été évoquée dans de nombreux chapitres de cet ouvrage. Rappelons que la France a consommé 127 millions de tonnes d’énergie fossile (Mtep) primaire en 2010. Ces 127 Mtep sont consommées : − sous forme de pétrole à usage énergétique pour 70,3 Mtep et 10,7 Mtep à usage non énergétique ; − sous forme de gaz pour 40 Mtep, principalement à usage énergétique, mais un peu à usage non énergétique (1,3 Mtep), pour entrer dans des synthèses par exemple ; − sous forme de charbon quasiment exclusivement dans l’industrie, pour 5,7 Mtep. Ce sont surtout des usages non énergétiques, même si les deux usages sont liés.

4.1. Répartition de la consommation d’énergie fossile par secteur industriel Dans le secteur du bâtiment, c’est-à-dire le résidentiel et tertiaire, le chauffage du logement consomme 33 Mtep : 1 Mtep de pétrole, 22 Mtep de gaz puis de charbon. Le domaine des transports est le plus gros consommateur d’énergie avec 49 Mtep : il comprend l’automobile, mais aussi les camions et les transports en commun. L’électricité nécessaire pour faire rouler les trains n’est pas prise en compte dans cette consommation qui concerne les ressources fossiles.

2050 : une chimie verte dans une France sans fossiles… ou presque

économiques convenables, ils peuvent devenir extrêmement intéressants (l’obtention de ces biocarburants à partir de la biomasse est décrite dans le Chapitre de S. Jullian).

L’industr ie n’utilise que 21,2 Mtep répartis en 5,5 Mtep de pétrole, 10 Mtep de gaz et 5,7 Mtep de charbon. L’indus tr ie non éner gé tique, c’est-à-dire là où l’on consomme du pétrole, du gaz et du charbon, mais sans que ce soit pour produire de l’énergie ou de la chaleur (ex. : en pétrochimie), consomme 12 Mtep. La production d’électricité, quant à elle, n’est pas prise en compte dans ces calculs à l’horizon 2050 car, avec le développement des énergies renouvelable et du stockage, il est diffi cile de prévoir quelle sera l’utilisation de ressources fossiles dans ce domaine. 4.2. Comment sortir des fossiles à usage énergétique ? Nous avons vu que les bâtiments sont de gros consommateurs d’énergie et, en

269

Chimie et enjeux énergétiques

agissant sur l’efficacité énergétique des bâtiments2, il est possible de diviser par trois la consommation de chauffage. Un tel défi correspond à l’effort qui a été fait en France entre la première crise du pétrole et aujourd’hui. Il faudrait pourtant que le parc résidentiel et tertiaire continue l’effort dans cette voie. Mais le problème sera que les travaux à entreprendre ne seront pas forcément rentables ; on peut donc se demander s’ils seront entrepris dans ce cas. L’ADEME, dans son scénario, fait l’hypothèse que les travaux peuvent être réalisés, même s’ils ne sont pas rentables sur le court et moyen terme, parce qu’ils sont rentables sur le long terme ou rentables en valorisation du logement auquel ils appartiennent. Et dans ces conditions, en appliquant des normes et en voyant ce qui peut être amélioré par l’usage de matériaux isolants issus de la chimie, on peut diviser facilement par trois les consommations de chauffage. Dans le secteur des transports, les consommations unitaires des véhicules peuvent être divisées par deux en améliorant le rendement des moteurs, la légèreté des véhicules, etc. Les évolutions sont déjà incessantes avec le parc actuel : la courbe de consommation des voitures diminue en moyenne de 3 % par an ; la voiture qui consomme le moins consomme 3 % de

270

2. Voir La chimie et l’habitat, coordonné par M.-T. Dinh-Audouin, D. Olivier et P. Rigny, EDP Sciences, 2011.

moins tous les ans. Donc, depuis des années, du seul fait de l’évolution des techniques et du rendement des moteurs, on peut espérer obtenir une division importante des consommations sur une période d’ici à 2050, même en supposant que l’on a toujours la même mobilité et que l’on n’essaie pas de la réduire de façon artificielle. Il faut ajouter qu’il est évidemment possible d’utiliser l’électricité à la place de carburants fossiles en utilisant les véhicules électriques. En dehors de l’efficacité énergétique, une action sur les énergies non renouvelables est envisageable et permettrait de produire plus d’énergie qui serait utilisée dans le chauffage des bâtiments et dans les transports. Avec la biomasse combustion, on peut espérer passer de 10 Mtep (2010) à 21 Mtep en 2050. La biomasse méthanisation peut permettre d’arriver à 9 Mtep. En ce qui concerne les biocarburants, on peut envisager de produire 3 Mtep en utilisant les ressources disponibles, mais sans en faire une utilisation trop poussée. La géothermie, que l’on sous-estime souvent et qui sert au réseau de chaleur de chauffage des bâtiments, peut générer 6 Mtep. Le solaire thermique a du mal à décoller, mais il devrait le faire ne serait-ce que dans le sud de la France, et il représenterait 2 Mtep. Enfin, on peut aussi faire des progrès dans la sobriété, dans le comportement. Le seul fait d’analyser les consommations dans un logement permet de

Ainsi, les usages énergétiques qui sont actuellement ceux des produits fossiles peuvent être réduits et remplacés.

5

Bilan par secteur

5.1. Agir dans le secteur bâtiment Nous avons vu qu’en 2010, 33 Mtep de fossiles sont consommés par le bâtiment essentiellement avec le pétrole et le gaz. On peut imaginer qu’à l’horizon 2050, les bâtiments pourront être construits avec zéro pétrole, et avec des réseaux de gaz qui n’utiliseraient que le biogaz, peut-être de l’hydrogène et de la géothermie, du solaire thermique, et évidemment plus de charbon.

5.2. Une nouvelle vision des transports Dans les transports, l’évolution peut être plus importante. Elle est importante en chiffres, puisqu’elle passe de 49 Mtep à 7 Mtep de gaz. Elle est aussi impor tante au niveau de l’évolution sociétale car on peut imaginer que, progressivement, on ne cherchera plus à être systématiquement propriétaire de sa voiture. Ainsi, il y aura davantage de voitures en service de mobilité partagée, non seulement dans les grandes

villes, mais aussi sur les grandes distances. Le système de covoiturage se sera amélioré. L’imbrication du numérique et des transports va produire un effet important, et rendra aussi plus facile l’utilisation des voitures électriques, même si elles n’ont qu’une autonomie relative. Les bornes de recharge seront plus nombreuses dans les villes. Les voitures rouleront plus en moyenne par an (actuellement, une voiture ne roule pas plus de 5 % de son temps par an). Tous ces progrès auront pour effet qu’il n’y aura plus besoin de pétrole pour faire rouler les voitures en 2050. On peut envisager un gros report de consommation sur la voiture électrique, et sur la voiture au gaz, dont une partie verte, c’est-à-dire un gaz produit à partir de la méthanisation.

2050 : une chimie verte dans une France sans fossiles… ou presque

les faire diminuer. Effectivement, en général, on s’aperçoit que les gens consomment 10 % de moins à partir du moment où ils font des mesures et où ils les suivent attentivement.

5.3. Une industrie plus verte Partons d’un modèle pour lequel la croissance économique est estimée à 1,8 % par an, dans lequel l’industrie continue d’exporter. Donc, le problème n’a pas été simplifié en supposant que l’industrie délocalisait et se réduisait en activité. Au contraire, souhaitons une grande prospérité à l’industrie, mais elle devra forcément être plus efficace énergétiquement. Elle cherchera à substituer les énergies fossiles par de l’énergie renouvelable, là où cela sera possible. Ce scénario conduit à un pétrole à 0 Mtep, le gaz à 7,8 Mtep, le charbon, qui ne fait que subir les gains d’efficacité énergétique et qui est supposé rester au

271

Chimie et enjeux énergétiques

même niveau, à 4,3 Mtep. Ici, aucune hypothèse extravagante n’a été faite ; il s’agit d’hypothèses d’évolution et de progrès, mais sans rupture. La plus grande rupture réside dans le modèle des transports.

6

Bilan par énergie

6.1. Bilan pour le pétrole 2010-2050 En 2010, le pétrole utilisé pour un usage énergétique et non énergétique était de l’ordre de 103 millions de tonnes. En reprenant le bilan sectoriel établi précédemment, on

passe à zéro Mtep pour les usages énergétiques en 2050, dû en particulier au fait que le réseau des transports passe sur le réseau de gaz et d’électricité (Tableau 1). Ceci rend notre pays indépendant en pétrole. Il ne faut cependant pas oublier qu’il est nécessaire de conserver un usage non énergétique du pétrole, notamment pour la chimie. 6.2. Bilan pour le gaz et le charbon 2010-2050 Pour le gaz, la différence est moins importante que pour le pétrole, mais une modification de son utilisation par secteur va se produire (Tableau 2).

Tableau 1 Répartition de la consommation en pétrole en 2010 et à l’horizon 2050 en France.

Pétrole en 2010

Prévisions ADEME en 2050

Usage énergétique

49 Mtep transports 11 Mtep bâtiments 5,5 Mtep industrie

0 Mtep transports 0 Mtep bâtiments 0 Mtep industrie

Usage non énergétique

10,7 Mtep

10,7 Mtep

Tableau 2 Répartition de la consommation en gaz en 2010 et à l’horizon 2050 en France.

Gaz en 2010

272

Prévisions ADEME en 2050

Usage énergétique

22 Mtep bâtiments 5,8 Mtep 10 Mtep industrie bâtiments 7,8 Mtep industrie 7 Mtep transport

Usage non énergétique

1,3 Mtep

1,3 Mtep

Comment sortir des fossiles à usage non énergétique ?

7

− 1,5 Mtep d’hydrogène.

Le charbon est utilisé à des fins non énergétiques en sidérurgie. Certains produits pétroliers sont indispensables dans la pétrochimie, notamment pour produire des polymères, du bitume, des lubrifiants, etc.

Pour le charbon, on passe de 5,7 Mtep en 2010 (utilisés par l’industrie) à 4,3 Mtep estimés en 2050, principalement par gain d’efficacité. Au total, on peut donc imaginer une évolution qui nous fasse passer de 103 Mtep de fossiles à usage énergétique en 2010 à 17 Mtep en 2050.

Le gaz est utilisé comme matière première dans les industries chimiques et parachimiques. Des substituts peuvent être envisagés : nous pouvons faire du gaz d’origine biomasse. Le bitume vert existe, les bioplastiques également, l’industrie du recyclage peut être davantage développée.

En 2050, le gaz est à plus de 40 % renouvelable avec : − 6 Mtep de biogaz ; − 2 Mtep de BtG ;

2050 : une chimie verte dans une France sans fossiles… ou presque

Une partie du gaz produit sera utilisée dans les transports, sous forme de gaz renouvelable.

Conclusion En conclusion, de nombreux potentiels de croissance sont possibles, mais nécessitent que des grandes entreprises se mobilisent pour réaliser ces bonnes idées. Cette étude prospective présente donc un avenir faisable, qui donne les conditions, pas les seules conditions, mais celles qui font qu’une économie circulaire est envisageable et peut être mise en place sur une période de quarante ans dans un pays comme la France.

273

7KLVSDJHLQWHQWLRQDOO\OHIWEODQN