1/ Quels sont les avantages de la digitalisation des réseaux de distribution ?

Le numérique (ou TIC, technologies de l’information et de la communication) a une part de plus en plus importante dans les réseaux électriques. Ceci est dû à une évolution du matériel, apportant de nouvelles fonctions en termes de digitalisation, et des outils. Ces derniers permettent de piloter à distance ou en local différents organes dans le réseau électrique, le rendant plus résilient et plus facile à comprendre. On parle souvent de digitalisation au niveau des cellules des postes sources de contrôle numérique, où l’on essaie de comprendre les trafics de communication entre les différents organes. On s’intéresse essentiellement aux organes de protection, qui demandent d’être rapide et de bien comprendre ce qui s’est passé dans le réseau. Tous ces éléments doivent être synchronisés à l’intérieur d’une sous-station, ou entre sous-stations, ou encore entre organes communiquant dans le réseau électrique.

2/ Comment un réseau digital fonctionne-t-il par rapport au réseau physique ? 1:12

Dès lors que l’on digitalise, chaque élément se voit attribuer une carte d’identité numérique (adresse IP, avec adresse MAC et adresse physique) qui permet de l’identifier dans le réseau informatique, qui se superpose au réseau électrique.

Prenons le cas de la synchronisation. Si on a un défaut à une heure précise, il faut que l’horloge reste à jour, et donc soit resynchronisée en permanence. Des événements nous permettent d’indiquer l’heure à laquelle le défaut a eu lieu et de communiquer avec l’organe voisin. Par mesure triangulaire, un peu comme dans le cas du GPS, on peut recombiner l’heure exacte sur le réseau et vérifier si le système est synchronisé ou non.

Dans le cas de la détection de retard, il faut comprendre le trafic de communication, notamment sa périodicité. Par exemple, dans une sous-station numérique, on envoie des trames d’information sur le courant, la tension, la fréquence (grandeurs caractéristiques du réseau). On peut les envoyer soit sur un événement (défaut), soit périodiquement. On modélise ce système pour comprendre son fonctionnement.

3/ Quelles applications fautes-vous de cette modélisation ? 2:46

Un cas d’application dans un poste de contrôle-commande numérique est la génération d’un défaut sur un départ. Les autres organes du poste (par exemple, des relais de protection, des automates, etc.) doivent recevoir l’information correcte, et ce, le plus rapidement possible. Ils doivent écouter le défaut (ouverture de ligne, par exemple) et agir en ouvrant leur protection le plus rapidement possible. Nous allons donc regarder ce qui se passe au niveau des échanges numériques, voir si les réactions sont toujours les mêmes, pour mieux comprendre les flux. On va venir insérer des perturbateurs pour comprendre si la modélisation des échanges de communication dans le réseau est correcte ou non.

4/ La digitalisation des sous-stations va-t-elle permettre d’en décentraliser le pilotage ? 3:47

L’intérêt de faire des études comparant la centralisation de l’intelligence et sa décentralisation est de déterminer si une méthode est meilleure que l’autre, ceci à l’intérieur du système complet du réseau électrique. Dans la sous-station, il s’agit plutôt d’améliorer les latences de communication entre équipements et de les comprendre, pour être le plus fin possible sur la gestion des organes de protection.

La question est de savoir jusqu’où on peut descendre cette intelligence et quels degrés de liberté de réglage on souhaite avoir. Plus on descend l’intelligence au niveau des charges et des sources, plus on a un degré de réglage fin ; on peut piloter, par exemple, des emplacements de véhicules électriques à différents endroits dans le réseau. Il peut cependant y avoir des contraintes ; le numérique nous permet d’explorer toutes ces possibilités.

1/ Qui porte l’innovation sur les smart grids en France ?

Le succès de l’innovation ne repose pas sur une seule entreprise, mais sur un écosystème. L’écosystème français est très performant : on peut citer RTE pour le transport, et Enedis, qui ont une taille suffisante et un intérêt réel pour innover. Il existe également des fournisseurs de solutions, comme Schneider (numéro 1 mondial sur la moyenne tension). Enfin, des laboratoires participent aussi à l’innovation, comme à Grenoble, Paris ou Lille. Nous avons d’ailleurs un partenariat de longue date avec l’INP de Grenoble, en électrotechnique (G2Elab) et en informatique (LIG).

2/ Quelles solutions les start-ups vous apportent-elles ? 1:39

Il existe de nombreuses start-ups en France, très dynamiques. Nous sommes allés à leur rencontre et leur avons expliqué nos métiers, pour déterminer, parmi les solutions qu’elles développent, celles qui pourraient nous être utiles. Nous avons signé des contrats avec un grand nombre de start-ups et nous développons ensemble des solutions. Par exemple, nous utilisons une solution proposée par une start-up pour évaluer le bilan carbone d’un chantier, pour le traitement d’image pour les diagnostics (avec une entreprise toulousaine), et pour la conception de contenus en réalité virtuelle et réalité augmentée pour nos cursus de formation des techniciens.

3/ Quelles perspectives sont offertes par la 5G ? 2:35

Nous travaillons sur la 5G avec nos collègues français chez Orange, avec Schneider, ou encore avec Nokia (qui possède des laboratoires implantés en France). Ensemble, nous avons mis au point une démarche construite pour chercher comment la 5G pourrait nous rendre plus performants dans la gestion de nos réseaux. Un cas identifié est la téléaction des producteurs, une liaison télécom pour laquelle nous avons besoin d’un temps de latence très faible de 50 ms, qui permet en cas de défaut sur la ligne de déconnecter les producteurs. Cela évite qu’ils viennent alimenter un fil à terre par exemple, ce qui représente un risque pour les tiers. Les solutions sont aujourd’hui filaires pour cette téléaction et ce niveau de latence très exigeant est atteignable avec la 5G. Les tests ont été effectués et la solution est pratiquement opérationnelle. Nous pourrons ainsi respecter nos exigences techniques à un coût beaucoup plus faible, ce qui permettra de réduire les factures des utilisateurs.

1/ Pour quelle raison le laboratoire a-t-il travaillé récemment sur la thématique des micro-réseaux de distribution ?

Ces travaux s’intéressaient à une portion d’un réseau de distribution, ou micro-réseau, au cours d’une thèse avec Enedis. La question posée portait sur l’utilisation des ressources locales disponibles autour de ce micro-réseau (ou petit village) lorsqu’une partie de ce réseau, pour une raison voulue (maintenance) ou subie (événement climatique critique), ne fonctionne plus, plutôt que de devoir attendre qu’un technicien Enedis se déplace avec un générateur diesel ou d’autres moyens de réalimentation décarbonés. Les ressources peuvent être la production solaire, du stockage d’énergie (mobile, avec des véhicules électriques, ou fixe), de l’éolien (plus rare), de la petite hydraulique, etc. L’idée de ces travaux est de tester sur plusieurs critères, principalement techniques, mais aussi environnementaux, économiques et sociaux, la viabilité d’une réalimentation en local de cette partie du réseau de distribution. Cela vise également à améliorer les critères de résilience pour les réseaux de distribution, de continuité de service pour les usagers, et de gestion de toutes ces sources locales. S’il y a du soleil, du vent, il est en effet dommage de perdre cette énergie alors que les gens sont dans le noir : autant réutiliser des infrastructures qui seraient déjà disponibles. Ces infrastructures peuvent être complétées si on envisage des objectifs de durée dans le temps et de maintien de la fourniture d’énergie sur des durées plus longues.

2/ Quelle méthode avez-vous employée ? 1:54

Après des études en simulation, réalisées avec la doctorante, nous avons voulu tester le déploiement d’un contrôle sur des convertisseurs statiques (des onduleurs, qui convertissent la production solaire ou les batteries en alternatif pour alimenter le réseau, donc les habitations). La difficulté est que l’absence de réseau implique qu’il faut le recréer localement. Il existe deux grandes catégories de pilotage des onduleurs : grid forming ou grid following. Les onduleurs grid forming ont la charge de former le réseau, en imposant la tension et la fréquence, deux grandeurs structurantes qui caractérisent les réseaux. Les grid following vont se brancher sur un réseau existant et suivre, en l’impactant le moins possible, la production d’énergie. Ces derniers se retrouvent typiquement sur les onduleurs associés aux panneaux solaires traditionnels, aux batteries connectées au réseau, etc. Dès lors que nous ne sommes plus connectés au réseau principal, il faut au moins un onduleur, en général le plus gros, qui se charge d’indiquer les caractéristiques du réseau. Nous nous sommes donc intéressés à la proportion idéale entre les onduleurs en charge de former le réseau et les suiveurs. Nous avons obtenu des graphiques montrant l’évolution de ce taux optimal en fonction de la configuration des réseaux. Nous ne pouvons pas donner un chiffre particulier car chaque micro-réseau est unique et nous devons nous adapter à chaque cas.

3/ Quelles sont vos conclusions sur les conditions de redémarrage du réseau ? 3:56

Techniquement parlant, il est toujours possible, lorsque l’on a de la ressource primaire disponible, de prendre le relais, de redémarrer le réseau et d’alimenter les charges. Il existe cependant plusieurs contraintes. Tout d’abord, des contraintes de temps : il est beaucoup plus facile de redémarrer à midi, lorsqu’il y a du soleil, qu’à 19h, où il faut avoir des batteries. Il y a aussi des contraintes de durée : redémarrer pour une heure ou pour trente minutes est très différent de redémarrer pour 24h ou plus, les besoins sont différents, notamment en termes de capacité de stockage et de production locale. Une autre contrainte technique est la configuration des différentes charges : profil des utilisateurs (présence d’industrie, uniquement du résidentiel, des exploitations agricoles), types de charges (moteurs, petites charges).

4/ Quel est le délai pour que le micro-réseau prenne le relais ? 5:06

Nous avons étudié deux possibilités. La première est d’avoir une transition entre la connexion au réseau principal et l’autonomie en énergie qui soit transparente pour les utilisateurs. C’est techniquement plus contraignant et plus cher, car cela nécessite des solutions spécifiques, notamment au niveau de l’onduleur, qui va faire le lien entre le réseau principal et le micro-réseau. L’onduleur doit changer de mode de fonctionnement instantanément, reconnaître automatiquement qu’il y a un incident sur le réseau et prendre le relais. C’est possible, mais plus contraignant, entre autres pour les protections. La seconde possibilité, que nous avons testée, plus simple, est qu’il y ait une courte période (de l’ordre de quelques minutes) pendant laquelle il n’y a pas d’électricité, avant de redémarrer les charges, sous réserve d’avoir des moyens de communication et de pilotage, ce qui permet de ne pas trop brusquer les onduleurs locaux.

1/ Qu’est-ce que la plateforme Predis du G2ELab ?

C’est un réseau de distribution à échelle réduite quasi réel, avec des sources (machines synchrones) que l’on peut piloter selon le type de comportement que l’on souhaite (éolien, photovoltaïque ou autre). Les charges sont réelles, avec différents profils : industriel, avec des machines asynchrones, ou des charges de type résistives. Le passage à l’échelle est possible : on peut coupler ce réseau via un amplificateur de puissance à un réseau de transport, par exemple, ou à d’autres équipements ou plateformes. Dans le cadre des énergies renouvelables et des nouveaux usages, comme les véhicules électriques ou le stockage, les équipements concernés sont les convertisseurs d’électronique de puissance. On peut voir l’avenir comme un développement massif de convertisseurs, ce qui pose de nombreuses problématiques.

2/ Ces convertisseurs posent-ils des problèmes de stabilité du réseau ? 1:23

Historiquement, les réseaux sont construits avec de très grosses centrales, majoritairement thermiques. Ces centrales sont basées sur des machines synchrones, tournantes, avec une certaine inertie physique. Lors d’un événement sur le réseau, comme une consommation brutale ou une chute de production, les variables électriques (courant-tension) ne réagissent pas instantanément, à cause de cette inertie. Les machines ne s’arrêtent ni ne ralentissent automatiquement. C’est très important car c’est un degré de liberté d’action pour les opérateurs. Le problème des convertisseurs, s’ils sont nombreux et que les machines synchrones le sont moins, est que leur réponse est instantanée. Il faudrait donc imaginer tout contrôler en instantané, ce qui est compliqué.

La plateforme peut être couplée à des convertisseurs et l’on peut alors créer des situations, soit directement sur la plateforme, soit en la couplant à un autre réseau, avec de nombreux convertisseurs et donc des problèmes de stabilité. Nos recherches portent sur plusieurs points. Le premier est le contrôle des convertisseurs pour atteindre plus rapidement la stabilité. D’autres travaux cherchent à recréer virtuellement une machine synchrone. Pour cela, on va associer une batterie et des convertisseurs, puis piloter l’ensemble, pour recréer de l’inertie.

3/ Les productions photovoltaïques et éoliennes compliquent-elles le réglage de la tension ? 3:16

Pour fonctionner, le réseau électrique doit rester dans une certaine plage de tensions, à quelques pourcents près. Cela dépend des niveaux de tension et des pays. Contractuellement, en distribution, la tolérance est de +/- 5 % autour de la tension nominale.

Historiquement, le régleur en charge au niveau des postes sources assure ce contrôle. Nous avons un réseau majoritairement composé de consommation, dont le comportement est assez prévisible. Nous savons que la tension va décroître le long du réseau, il suffit de faire une translation du plan de tension. Nous savons quelle doit être la tension au niveau des transformateurs. Le régleur en charge vient s’assurer que cette tension reste dans les bonnes plages.

Le développement massif des énergies renouvelables crée des situations complexes. Contrairement à une consommation, lorsque l’on injecte de la puissance, la tension augmente. Dans un réseau comprenant des consommateurs et une grande part d’énergies renouvelables, il peut y avoir des zones en sous-tension et des zones en surtension. La technique de translation du plan de tension peut alors être limitée, voire ne plus fonctionner dans le cas de réseaux très mixtes. Des contrôles locaux supplémentaires se sont donc développés il y a quelques années, au niveau de la production d’énergies renouvelables. La majorité de ces énergies provient de parcs photovoltaïques ou éoliens, interfacés par des convertisseurs, qui ont la capacité d’injecter ou d’absorber de la puissance réactive. Cette capacité est une variable de contrôle qui permet d’augmenter ou de diminuer la tension.

Concrètement, sur notre plateforme, nous pouvons réaliser des tests en raccordant des producteurs sur la plateforme. Nous avons deux grosses machines. En connectant une première machine, la tension au point de connexion augmente. Si l’on revoit les points de réglage du régleur en charge, en diminuant un peu la tension en amont, cela ne pose pas de problèmes au niveau de la machine, il est possible de retourner dans la bande de tension admissible. Cela correspond au cas où il n’y a pas beaucoup d’énergies renouvelables qui se connectent au réseau.

Dans le cas où la part des énergies renouvelables est importante, nous ajoutons une deuxième machine. Le régleur en charge arrive en butée, il y a de la surtension. Il faut donc venir absorber localement de la puissance réactive pour pouvoir faire localement baisser la tension.

4/ Ces évolutions dans le pilotage des réseaux sont-elles déjà déployées ? 6:12

Les fonctions avancées de conduite en gestion de la tension sont déjà en place, y compris le contrôle local des producteurs. La problématique actuelle est la décentralisation de cette intelligence, puisqu’on a de plus en plus de capacité de calcul dans des systèmes tout petits. Nous pourrions très bien faire tourner des fonctions demandant de grandes capacités de calcul dans des petits organes situés dans des postes sources ou au niveau des départs, en descendant jusqu’à la basse tension. C’est une véritable question en cours de recherche, qui présente des avantages et des inconvénients. Il faut réussir à analyser l’impact sur le coût, les bénéfices, notamment environnementaux (l’IA et la décentralisation demandent de la circulation de données) et la cybersécurité (y a -t-il moins de résilience si on décentralise).

1/ En quoi le métier du traitement de données est-il stratégique pour Enedis ?

Nous avons la conviction que la donnée est le cœur de notre performance, avec tous les défis qui l’accompagnent : collecte, mise en qualité, accessibilité, confidentialité. L’innovation émerge souvent en croisant des données de diverses origines. Nos bases de données sont assez cloisonnées dans les différents métiers de l’entreprise : chacun utilise sa donnée pour son objet. Toutefois, lorsque l’on croise ces données, il devient possible de développer des solutions innovantes. La question de la gestion, de la mise en qualité et de l’organisation de l’accès à la donnée est donc centrale. Nous avons ainsi développé des approches comme le data mesh, qui nous permet d’avoir des accès organisés et efficaces à la donnée.

2/ Auriez-vous un exemple de service utilisant les données de Linky ? 1:25

Les services sont liés à la capacité de travailler sur les données captées par les compteurs et sont plus ou moins complexes. Par exemple, nous prévoyons prochainement de mettre en service un accès à des jeux de données pour les acteurs de marché, formant des panels de clients, pour que ces acteurs puissent mettre au point des services innovants. Les données sont floutées par de l’IA générative pour éviter de retrouver les consommations individuelles et permettre ainsi de respecter la confidentialité des données individuelles. Ce service a été présenté à la CNIL.

3/ Avec ces évolutions de compétences, les électrotechniciens auront-ils toujours un rôle clé ? 2:49

Le traitement de données étant devenu essentiel, nous avons fait évoluer les compétences au sein de l’entreprise en recrutant des personnes qualifiées. Nous avons créé une digital factory, avec des data scientists au service de l’innovation. Il faut pour autant également croiser les compétences et conserver notre compétence de cœur de métier, l’électrotechnique, pour être efficace. Il faut même développer cette dernière, car des phénomènes électrotechniques nouveaux apparaissent avec les moyens de production raccordés, les nouveaux usages et l’électronique de puissance, qui compliquent le fonctionnement du réseau. Les simulations doivent aussi être plus fines, ou concerner des phénomènes nouveaux, pour prévenir d’éventuels problèmes côté clients.

4/ Comment garantir la cybersécurité tout en décentralisant la commande du réseau ? 4:03

La cybersécurité est un enjeu extrêmement important pour Enedis, qui est une infrastructure cruciale pour l’économie. Des moyens importants ont donc été déployés pour garantir une sécurité élevée, en lien étroit avec les autorités nationales, qui s’assurent que nos dispositions sont efficaces. Ce domaine est en évolution constante, donc nous améliorons nos méthodes en permanence. L’informatique quantique étant susceptible de changer radicalement la donne en matière de cybersécurité, nous nous préparons par exemple à l’utilisation d’algorithmes quantiques.

1/ Quelles avancées ont été permises par le compteur Linky ?

Linky est la première brique des smart grids (réseaux intelligents). Cet objet permet de collecter des données pour offrir de nouveaux services et être plus performant, à la fois pour le service client et pour la gestion du réseau. Côté client, les avantages sont par exemple la relève du compteur sans dérangement (plus besoin d’aller chez le client pour relever les index), des factures sur index réel, c’est-à-dire toujours calculées sur la consommation réelle (auparavant, les factures étaient basées sur des estimations entre deux périodes de relevé). Les services sont aussi plus rapides : lors d’un déménagement, plus besoin qu’un technicien se déplace pour la mise en service, celle-ci est réalisée à distance ; il est également possible de changer de fournisseur ou de grille tarifaire en 24h. Le client peut aussi avoir accès à la consommation passée, ce qui lui permet d’ajuster son comportement ; cela en fait un outil utile pour encourager la sobriété et les économies d’énergie. Côté fournisseur, le compteur Linky a permis d’établir de nouvelles grilles tarifaires plus riches, en particulier pour la gestion des heures creuses la nuit et le weekend, plus compliquée à mettre en œuvre auparavant.

2/ Quel rôle jour Linky pour les communautés énergétiques citoyennes ? 2:12

Les données du compteur vont permettre de répartir la production entre les différents consommateurs et d’en déduire le solde, à la base de la facturation des fournisseurs de chacun des consommateurs participant à la communauté énergétique. Ce traitement des données est donc au cœur de la mise en œuvre de ces communautés énergétiques.

3/ Certains services concernent-ils les collectivités locales ? 2:52

Parmi les nombreux services que propose Linky, on peut citer l’éclairage public. C’est un des principaux postes de consommation d’énergie des communes. Grâce à Linky et aux partenariats avec les fournisseurs, il est possible d’orienter les décisions des collectivités locales, en facilitant la réduction de consommation en cœur de nuit par exemple. Cela permet des économies substantielles.

1/ Au laboratoire Concept Grid, sur quoi portent vos tests concernant les bornes de recharge pour véhicules électriques ?

Plusieurs bornes de recharge ont été testées au laboratoire, dont des bornes de recharge rapide. Ces dernières peuvent avoir un impact important sur le réseau. L’intérêt de les tester dans cet environnement est de pouvoir tester l’interaction entre plusieurs bornes, et avec d’autres équipements interfacés par des onduleurs. Ces interactions entre plusieurs onduleurs d’électronique de puissance créent en effet des perturbations et des interférences entre différents éléments. Ces perturbations peuvent rendre le réseau ingérable et provoquent des coupures de charge. Les tests sont effectués pour nos commanditaires, par exemple avant un appel d’offres, pour estimer les performances techniques de plusieurs acteurs sur le marché. On estime aussi les performances des bornes en environnement réel, en particulier la présence de plusieurs bornes. Lors d’un test de ce type, tout fonctionnait correctement pour une ou deux bornes, mais, dès la troisième ou la quatrième borne, des perturbations sont apparues, liées aux interactions entre les bornes, qui ont empêché le bon fonctionnement du réseau. Des tests supplémentaires ont été réalisés pour comprendre plus en détail les phénomènes en cause

2/ Quels types de travaux sont effectués sur les batteries ? 1:46

Plusieurs types d’essais sont réalisés, liés aux problématiques d’introduction d’énergies renouvelables, soit sur le réseau continental, soit sur des réseaux insulaires. Nous regardons comment connecter les énergies renouvelables avec d’autres types d’équipement, comme les batteries, par exemple pour maximiser le rendement des panneaux solaires. Nous testons des batteries pour fournir différents services sur le réseau. Il peut s’agir de power shifting, par exemple du midi vers le soir, lorsqu’il n’y a pas de soleil, mais que l’on continue de consommer l’énergie contenue dans les systèmes de stockage (batteries). Il peut aussi s’agir de peak shaving, c’est-à-dire de limiter les pics de consommation pendant les heures où cette dernière est plus importante. Ces cas sont testés et reproduits au sein du laboratoire. Sur les grands systèmes photovoltaïques, il n’y a pas toujours de batteries, mais il y a très souvent un système de stockage, soit à proximité, soit ailleurs sur le réseau. Pour les applications industrielles, plusieurs systèmes de stockage de type batterie ont été testés, pour différents services réseau, comme le support fréquence (injection d’une puissance réactive). Dans une production photovoltaïque importante sur des lignes plus longues, la fluctuation de tension est assez importante. On regarde alors comment utiliser des compensateurs réactifs ou des systèmes de stockage pour réduire l’impact sur les réseaux.

1/ Quel est le rôle du laboratoire concept grid pour l’innovation sur les smart grids ?

Le laboratoire Concept Grid est à la fois un laboratoire et un véritable réseau de distribution dédié aux essais de matériel électrique innovant. On y teste des matériels qui sortent de la R&D ou du design, c’est-à-dire des prototypes. Les essais servent à éliminer les risques du process avant l’installation d’un équipement sur terrain. Le laboratoire s’étend sur 3 hectares. Il possède un réseau HTA (20 kV) et un réseau basse tension (400 V). Pour donner une idée de la taille du réseau, il contient 15 km de câbles de lignes aériennes. La puissance maximale que l’on peut tester est 20 MWA.

2/ Quels types de matériels sont testés ? 1:12

Il s’agit de matériels électriques innovants, par exemple une batterie avec différents services innovants pour les réseaux, des bornes de recharge de véhicules électriques, des systèmes de contrôle-commande de pilotage de réseau (EMS, Energy Management System) pour les microgrilles, avec différents systèmes de protection. Ces matériels ciblent des problèmes actuels sur le réseau de distribution.

3/ Comment se déroulent les essais ? 1:51

Dans la salle de contrôle du Concept Grid se trouvent le système de surveillance du réseau et de pilotage des équipements, ainsi que les simulations pour piloter l’applicateur de puissance, souvent utilisé pour créer des conditions spécifiques. Le plus important est ce qui se situe à l’intérieur de l’équipement ; l’extérieur d’une batterie, par exemple, est un simple container, similaire à ceux utilisés dans les transports de marchandises. La véritable différence entre réseau classique et réseau intelligent, c’est la numérisation, y compris au niveau des communications et du pilotage de certains équipements. Sur des équipements classiques, comme un transformateur, il est possible d’ajouter une couche de pilotage pour rendre l’équipement plus intelligent. Il existe également des équipements numériques, comme les onduleurs (électronique de puissance). Après l’onduleur, le comportement est testé par contrôle-commande. Très souvent, l’onduleur est protégé par le constructeur, il agit comme une boîte noire. D’où l’intérêt de tester cette boîte noire et d’observer son comportement en toutes conditions. C’est aussi important pour le client, l’utilisateur final, qui peut ensuite construire son propre système de protection, adapté à l’équipement, ou mieux gérer l’utilisation de son équipement.

1/ Au laboratoire Concept Grid, testez-vous des matériels permettant d’accélérer les interventions sur le réseau ?

Par exemple, un problème très courant aujourd’hui est que le matériel actuel ne permet pas de détecter et localiser les défauts avec une précision suffisante. Il faut inspecter plusieurs kilomètres de ligne entre deux détecteurs de défaut (jusqu’à 10-15). Certains fournisseurs proposent des solutions innovantes, qui améliorent la précision jusqu’à la centaine de mètres. Enedis est donc très intéressé par cette solution. Avant de commencer l’intégration ou l’installation à grande échelle, on réalise des tests au Concept Grid pour valider la solution sur notre réseau expérimental. Une fois la solution validée, c’est-à-dire considérée comme sans risque, sûre et performante, on peut envisager l’installation sur le terrain. Cette solution en particulier a été testée l’année dernière. Elle est très performante pour la localisation des défauts, précise et résout de nombreux problèmes. Elle permet aussi de réduire les coûts opérationnels, même si elle a un certain prix. C’est Enedis qui estime si l’investissement est rentable ou non ; le laboratoire ne s’intéresse qu’à la partie technique. Les conditions de test du laboratoire sont réalistes sur le réseau 20 kV. L’équipement est installé soit sur les câbles souterrains, soit sur les lignes aériennes, et on crée de véritables défauts pour tester le comportement de l’équipement.

2/ Testez-vous aussi des équipements destinés à pallier les coupures de réseau ? 2:51

Un exemple de test récent réalisé au laboratoire a porté sur un groupe électrogène classique, avec des algorithmes spécifiques qui permettent la limitation de production photovoltaïque dans une poche de réseau alimentée par ce groupe électrogène. C’est une fonctionnalité très importante, qui n’existe pas aujourd’hui. Cela réduit le coût opérationnel d’Enedis, en ne coupant pas l’ensemble des producteurs photovoltaïques sur un réseau. De plus, pendant cette période d’alimentation, la production photovoltaïque déjà installée peut être utilisée, évitant l’utilisation à 100 % du carburant. Le groupe électrogène permet de moduler la fréquence d’injection de production photovoltaïque sur cette poche de réseau ; l’augmentation de la fréquence permet de déclencher la surproduction photovoltaïque.
Ce matériel a été testé en conditions réelles au Concept Grid, où il a alimenté un quartier d’habitation. La production photovoltaïque de ce quartier d’habitation a aussi été contrôlée selon les scénarios exécutés. Le comportement de ce groupe électrogène a donc été testé dans des cas très spécifiques (cas limites) pour évaluer la performance des algorithmes.

1/ Quel est le bilan carbone du CCUS ?

L’impact carbone est un point fondamental à vérifier. On le mesure à l’aide d’un outil bien connu, l’ACV (analyse du cycle de vie). Cet outil n’est pas toujours facile à manipuler, en particulier en ce qui concerne les périmètres considérés dans l’analyse. Lorsque l’on capture du CO₂, qu’on le transporte et qu’on le séquestre, l’effet global est décarbonant. Il y a en effet une réduction assez importante, via la séquestration, par rapport à l’émission directe de ce CO₂ dans l’atmosphère. Cependant, il y aura tout de même de faibles émissions ; ce ne sera pas suffisant pour être complètement neutre en CO₂. La réduction des émissions se calcule donc par ACV. Chaque action (compression, transport, fabrication du bateau, injection du CO₂) émet du CO₂. Sur un site industriel, il y aura une réduction très importante des émissions SCOP1 par la capture du CO₂, un avantage fort pour la décarbonation. Ensuite, en fonction des différents procédés et de l’origine de ce CO₂ (fossile ou biogénique), l’ACV pourra être très différente. Il convient donc de bien mesurer la véritable décarbonation effectuée.

2/ Quel niveau de décarbonation peut-on atteindre ? 2:02

Sur un site industriel, le procédé va être conçu de manière à capturer 90 à 95 % des émissions de CO₂. Sur la chaîne de valeur d’un projet comme celui de Northern Lights, l’ACV montre que, pour une tonne de CO₂ transportée dans le bateau et injectée dans le pipeline jusqu’au sous-sol, un peu plus de 90 % du CO₂ est piégé. On n’émet pas plus de CO₂ que ce que l’on séquestre, mais il reste toujours des émissions résiduelles, liées à l’activité industrielle autour, qui n’est pas complètement décarbonée. Le CCUS permet donc de réduire mais pas d’arrêter les émissions de CO₂.

3/ Quel levier supplémentaire offre la capture du CO₂ biogénique ? 3:04

Le CO₂ fossile vient d’un stock terrestre ; on veut éviter qu’il aille dans l’atmosphère. Le CCS consiste à le capturer et le remettre dans un stock terrestre. Le CCU (utilisation) permet de produire, par exemple, un carburant synthétique pour l’aviation, et donc d’éviter d’avoir à utiliser un autre CO₂ fossile. Il y aura donc une baisse des émissions. L’impact est le plus fort lorsque l’on utilise du CO₂ biogénique. Ce dernier a été capté par les plantes, depuis l’atmosphère, puis travaillé, dans la méthanisation ou les chaudières biomasse par exemple. Au moment où il est réémis, il est plus concentré que dans l’atmosphère. On va pouvoir ainsi appliquer un procédé de capture et utiliser ce CO₂ pour fabriquer des carburants synthétiques (l’impact de décarbonation sera plus fort qu’avec du CO₂ fossile), ou bien on va pouvoir le séquestrer. On aura ainsi fait le chemin inverse depuis l’atmosphère vers le sous-sol. Le CO₂ biogénique est la même molécule que le CO₂ fossile, mais son parcours et son impact en termes de décarbonation sont tout à fait différents.

1/ Quel est le principe de l’autoconsommation collective ?

Il s’agit d’un ensemble de clients qui s’associent pour financer un actif de production situé à proximité (souvent du solaire, parfois de l’éolien). Ils peuvent par exemple financer un parc photovoltaïque. La production de ce parc est alors déduite de leur consommation d’énergie, proportionnellement à leur participation au financement du projet : c’est de l’autoconsommation. Cela peut être le cas d’usagers en immeuble, qui ne peuvent pas installer de panneaux directement sur leur toit et qui profitent d’un projet collectif local.

2/ Quelles solutions techniques ont permis la concrétisation de ces boucles locales ? 1:34

Le travail réalisé sur l’autoconsommation collective vise à mettre en place des systèmes pour prévoir, puis réaliser le rapprochement entre une production plutôt centralisée dans un quartier et les consommations des parties prenantes de ce même quartier.

  3/ Quel rôle joue le compteur communicant dans la faisabilité de telles opérations ? 2:04

L’autoconsommation collective est rendue possible, en termes d’adaptation et de gestion du réseau, par le développement des compteurs communicants. Ces derniers indiquent la consommation et la production, sur les deux lieux différents, en temps réel (avec une courbe de charge permanente). Il est alors possible de soustraire la production à la consommation. Cela entraîne les clients vers un comportement vertueux : chacun se sent investi, acteur de la transformation du système électrique dans une maille locale. Les personnes qui s’intéressent à l’environnement et ont une volonté d’engagement y trouvent du sens. C’est aussi précieux pour le réseau, car on approche du meilleur équilibre possible entre production et consommation dans une poche de réseau.

1/ Pourquoi faut-il désynchroniser la recharge des véhicules électriques ?

Le réseau a été conçu en prenant en compte un foisonnement des charges électriques. Si aujourd’hui tous les usagers se mettent à consommer, au même moment, sur un morceau de réseau, la puissance totale qu’ils ont chacun souscrite, ce réseau va donc se retrouver en surcharge. En bref, si tout le monde met sa voiture à charger au même moment en rentrant, en charge immédiate, cela peut potentiellement mettre le réseau en difficulté. Il est donc nécessaire d’avoir un foisonnement des charges, avec une répartition la plus naturelle possible des appels de charge liés à la mobilité électrique. On va chercher à les positionner au moment où l’énergie est abondante, notamment en fonction de l’apport des énergies renouvelables.

2/ Comment ce nouveau mode de pilotage de la recharge se traduira-t-il concrètement ? 1:07

On inciterait les véhicules à se recharger au moment où l’énergie est excédentaire. La production dépasse en effet parfois la consommation, et il arrive même que l’énergie soit excédentaire au point d’avoir un prix négatif. Sur le territoire insulaire, des tests sur l’utilisation du compteur numérique pour commander la borne de recharge ont déjà été effectués. Le compteur indique alors à la borne le moment propice pour lancer la recharge.

3/ Quels sont les axes de recherche ? 1:49

Tout d’abord, de nombreux travaux de modélisation et d’études sont en cours. Un axe de travail particulièrement important de la R&D d’EDF concerne l’analyse du comportement des utilisateurs de véhicules électriques. Ensuite, on étudie comment inciter les véhicules électriques à se charger au bon moment. Pour la branche commercialisation d’EDF, cela concerne les incitations tarifaires : quelle structure tarifaire mettre en place pour pousser les utilisateurs à recharger leur véhicule quand il y a du soleil par exemple (et non le soir en rentrant). On s’intéresse également aux bornes de recharge et à leur communication avec d’autres équipements, afin que les bornes déterminent le moment propice pour la recharge. Cela ne sera pas une contrainte forte : l’utilisateur conservera la capacité de recharger son véhicule au moment où il le souhaite. Cela fonctionne un peu comme un ballon d’eau chaude électrique en heures creuses.

4/ Où en est le déploiement du pilotage intelligent de la recharge ? 3:30

Le pilotage de la recharge, voire la recharge bidirectionnelle (le V to G, l’utilisation de la batterie du véhicule pour injecter de l’énergie dans le réseau) nécessitent une coordination entre de nombreux acteurs (producteurs, commercialisateurs, opérateurs de réseau, fabricants de bornes et de véhicules, etc.). Un cadre réglementaire va être mis en place pour déterminer ce qui relèvera des compétences des uns ou des autres.

1/ Concernant le pilotage du réseau, quelles innovations apportent les smart grids ?

Il y a de nombreux besoins différents. L’un des besoins les plus simples à appréhender actuellement est l’observabilité et la pilotabilité du réseau. On souhaite connaître :

• l’état du réseau, le plus fréquemment possible, voire en temps réel ;
• le niveau de tension sur la haute tension, la moyenne tension, la basse tension ;
• le niveau d’intensité, en actif et en réactif.

À partir de ces observations, on établit des actions pour piloter le réseau.

Les organes actifs de pilotage sont, par exemple :

• les organes de manœuvre pour changer la topologie du réseau ;
• des transformateurs dont on peut modifier le ratio de transformation.

2/ Va-t-on vers plus de pilotage à distance et d’automatisation ? 1:14

L’observabilité se fait à distance, sous une supervision humaine. Le réseau de transport dispose d’un dispatch 24h/24 365 jours par an, géré par RTE en France métropolitaine, et Enedis dispose d’agences de conduite régionales qui fonctionnent elles aussi en continu pour piloter le réseau HTA, et demain le réseau basse tension. Les actions peuvent être à déclenchement manuel ; lors d’un incident, les opérateurs de ces centres vont décider d’implémenter une solution (ouverture ou fermeture d’organes, etc.). Les smart grids relèvent de l’intelligence artificielle décentralisée. Au plus près du capteur, une intelligence artificielle va analyser la situation et décider de l’action à entreprendre, sans qu’il y ait besoin d’une intervention humaine, ni sur place, ni à distance. Le superviseur est simplement informé de la résolution du problème du réseau et de son redéploiement.

3/ Où se situera cette intelligence décentralisée ? 2:53

Aujourd’hui, au sein des postes sources, entre le réseau de transport et celui de distribution, se trouvent déjà des automates, qui vont continuer à se développer avec les smart grids. L’IA pourra éventuellement aller plus loin et être employée dans les postes de distribution, c’est-à-dire les postes entre le réseau HTA (20 000 V) et la basse tension, qui sont près de 900 000 en France métropolitaine. On peut envisager d’aller encore plus loin, jusqu’au compteur, en particulier dans le cas des compteurs marchés d’affaire. Les compteurs particuliers ne présentent pas de besoins qui nécessiteraient l’usage de l’IA.

Pour aller plus loin

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1/ En France, quels sites industriels capturent déjà du CO₂ ?

En France, quelques sites centralisés capturent du CO₂ concentré, le plus simple à capturer, sur la production d’ammoniac ou de bioéthanol. Ces sites produisent un volume de l’ordre de 100 000 tonnes chacun (par exemple, les sites Air Liquide à Port-Jérôme, Cristanol dans l’est, ou près de Pau pour le bioéthanol). En méthanisation, depuis 2020, une quinzaine de projets capturent du CO₂ pour un volume d’un peu plus de 1 000 tonnes par an. Certaines installations montent jusqu’à 3 000 ou 5 000 tonnes. Il y a 700 unités de méthanisation en France, et il est prévu que ce nombre soit doublé d’ici 2030. Le secteur des unités de valorisation énergétique des déchets est en réflexion, et des acteurs français sont présents au Royaume-Uni, où des projets sont déjà engagés.

2/ Quels sont les projets de capture en France ? 1:38

Il existe un certain nombre de pilotes en France, comme le pilote DMX des usines ArcelorMittal à Dunkerque. La start-up Revcoo travaille sur des chauleries, Cryopur développe des installations en cryogénie.

Le projet GOCO₂, lui, est un écosystème fédérateur qui veut connecter de grosses industries, comme les cimenteries, au port de Saint-Nazaire, par un réseau de transport de CO₂ opéré par GRT Gaz. Le CO₂ serait amené depuis le hub de Saint-Nazaire sur des sites de séquestration, par exemple en mer du Nord où de nombreux sites sont en développement, ou sur le site de Northern Lights (Norvège), quasi opérationnel en 2024. Des projets sont en développement dans tous les grands ports (Dunkerque, Le Havre, etc.), à des stades plus ou moins avancés. Les ports sont en effet considérés comme des hubs idéaux pour récolter le CO₂, soit parce que de nombreux industriels y sont déjà présents, soit parce que ce sont des lieux adaptés pour l’arrivée de canalisations de transport de CO₂ dans le but d’amener ce dernier sur des sites de séquestration en mer du Nord.

La mer du Nord permet en effet le stockage offshore dans des sites précédemment exploités pour le pétrole ou le gaz, dont les infrastructures géologiques sont encore bien connues.

3/ Quels sont les grands projets de stockage offshore ? 3:43

Northern Ligths est une initiative norvégienne visant à séquestrer plusieurs millions de tonnes de CO₂ par an, dans un ancien réservoir géologique. La chaîne logistique consiste à amener des bateaux jusqu’à un site de stockage, d’où va partir un pipeline qui va injecter le CO₂ dans le réservoir en mer.

Un autre projet européen, Porthos, est situé dans le port de Rotterdam. Des industriels sont connectés via un réseau de CO₂ terminé par un pipeline, qui part au large de Rotterdam injecter le CO₂ dans une ancienne exploitation gazière. Cette voie de décarbonation accessible aux industriels présents sur le port renforce la position d’infrastructure industrielle de Rotterdam.

4/ Y a-t-il des projets onshore ? 4:48

Il est possible de stocker du CO₂ dans des aquifères ou dans des roches ultramafiques, typiquement des basaltes. Le projet Carbfix en Islande en est une démonstration : on dissout le CO₂ dans l’eau, puis on injecte l’eau ainsi chargée en CO₂ dans une roche basaltique. L’eau, légèrement acide comme un soda, va ronger le basalte, qui va se décomposer. Les ions ainsi libérés vont reformer des carbonates pour séquestrer le CO₂ de manière permanente. Il existe des zones géologiques en France potentiellement adaptées à ce procédé, même si les basaltes sont plus anciens qu’en Islande.

1/ En quoi le traitement de données et l’IA vous aident-ils à garantir la fiabilité du réseau ?

Le réseau est actuellement fiable à 99,9 % (la fiabilité est mesurée par la durée moyenne d’interruption de fourniture). Nous sommes dans le peloton de tête en Europe. Maintenir cette fiabilité demande une attention constante. Les smart grids interviennent en déployant des solutions innovantes pour ausculter les infrastructures, pour les entretenir et/ou les renouveler au bon moment. Cela passe par la collecte et l’analyse de données massives (big data) et la mise en œuvre de solutions de type intelligence artificielle. Par exemple, les priorisations des renouvellements de câbles sont effectuées à l’aide d’algorithmes intégrant de l’IA. Ces innovations participent ainsi à la maintenance, l’entretien et la gestion de nos parcs d’actifs.

2/ Des outils spécifiques sont-ils déployés face aux événements météo extrêmes ? 1:31

Le changement climatique est visible dans notre métier. Les événements exceptionnels de type tempête, auparavant très rares, deviennent de plus en plus fréquents. Le nombre de tempêtes annuelles entre 2023 et 2024 a été multiplié par 3 par rapport aux 5 années précédentes (2018-2022). Les canicules ou vagues de chaleur, les inondations, les incendies peuvent aussi avoir des effets sur les ouvrages. Nous développons des solutions innovantes pour limiter l’impact de ces événements sur nos infrastructures et pour les gérer au mieux au moment où ils se produisent. Par exemple, nous avons développé un outil à base d’IA qui permet, à partir des prévisions de vent de Météo France, d’estimer le nombre d’incidents qui vont se produire sur les réseaux moyenne tension. Le modèle permet d’estimer si le nombre d’incidents peut être pris en charge par les équipes locales (< 10 incidents), va demander d’appeler des collègues d’une autre région (~40-50 incidents) ou de mettre en place un dispositif renforcé pour alimenter plus rapidement le réseau (~100 incidents). Ce modèle permet aussi de positionner des groupes électrogènes. La gestion de la crise est donc plus rapide et plus efficace.

3/ Comment vous assurez-vous de la fiabilité de l’IA dans le temps ? 3:07

Notre approche de l’IA est aussi industrielle. Nous avons déjà adopté des outils à base d’IA pour les opérations fonctionnelles standard (business as usual). La question de la performance dans la durée se pose. Il faut s’assurer que l’outil reste pertinent. Certains outils ont des performances qui peuvent dériver dans le temps, contrairement aux algorithmes classiques qui restent immuables. Un système à base d’IA s’enrichit avec les données qu’il collecte lorsqu’il résout un problème ; il devient plus pertinent mais peut aussi dériver, voire halluciner. Nous mettons donc en place des dispositions de maintien en conditions d’intelligence. Nous nous assurons régulièrement que l’outil reste pertinent. S’il dérive, on l’entraîne à nouveau et on le requalifie. Il faut donc être attentif au moment de la conception du système utilisant l’IA mais aussi à son usage dans la durée.

4/ Avez-vous un exemple de ce « maintien en conditions intelligentes » de l’IA ? 4:17

Nous avons un outil de traitement d’images, qui permet de poser un diagnostic sur l’état des lignes aériennes moyenne tension. Les images sont captées par des drones ou des visites sur site. On peut détecter des isolateurs fêlés, des câbles détoronnés, etc. ; il y a une quarantaine de points de vieillissement sur une ligne aérienne. L’IA permet de détecter s’il y a besoin d’une intervention immédiate, ou dans un an, etc. Il faut s’assurer que cet outil IA ne dérive pas. On vérifie donc régulièrement que le diagnostic posé par l’outil reste pertinent.

Pour aller plus loin :

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1/ Les smart grids favorisent-ils l’intégration des énergies renouvelables ?

Les smart grids permettent l’intégration des ENR et des nouveaux usages, comme les véhicules électriques. Les ENR ont deux caractéristiques propres : elles sont très réparties, et elles sont variables (même si elles sont en grande partie prévisibles). Elles ne sont pas nécessairement pilotables.

2/ Dans quel cadre la R&D s’intéresse-t-elle à cette question ? 0:56

La R&D d’EDF s’intègre dans un écosystème comprenant des acteurs universitaires, des fabricants de matériels, des développeurs technologiques, les opérateurs de réseaux et les acteurs du réseau électrique. On travaille en premier lieu avec les opérateurs de réseaux au sein du groupe EDF, comme Enedis par exemple dans le cadre d’un contrat réglementé, ou bien avec EDF SEI, opérateur des systèmes électriques insulaires, comme la Corse ou les départements d’outremer. Ces derniers voient arriver la transition énergétique avec un temps d’avance sur ce qui se passe en métropole (pénétration des ENR plus rapides, un changement climatique peut-être un peu plus prégnant). Les contraintes sur les réseaux sont exacerbées, sur des systèmes qui de plus sont à taille plus réduite et potentiellement légèrement moins stables.

3/ Dans quelles zones géographiques les systèmes électriques doivent-ils évoluer en priorité ? 2:04

Les zones insulaires ont des contraintes fortes. Le taux de pénétration des ENR (photovoltaïque ou éolien) est plus élevé dans les îles. Il faut donc mettre en œuvre des nouveaux systèmes pour la gestion de l’offre et de la demande, de l’inertie du réseau électrique et de la tension, et ce plus rapidement qu’en métropole.

4/ Avez-vous un exemple de solution d’adaptation ? 2:55

Un compensateur synchrone va bientôt être mis en service en Guadeloupe. Il pourra gérer la tension, générer une inertie dans le système électrique et répondre aux besoins de conduite et de dispatch du système électrique guadeloupéen. C’est une machine tournante, qui fonctionne à vide et qui permet d’absorber du courant réactif, sans produire de l’énergie. Cela permet ainsi de mieux maintenir la tension. L’inertie permet de protéger le réseau en cas de défaut, qu’il n’y ait pas de variation de fréquence trop rapide. Cela existe déjà dans un certain nombre de territoires dans le monde. C’est cependant une première française.

Pour aller plus loin

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1/ Comment définir les smart grids ?

Les smart grids sont des réseaux intégrant toutes les nouvelles technologies pour accomplir leur mission le plus efficacement possible. Ces technologies comprennent le numérique, en particulier le big data et l’intelligence artificielle. L’objectif est de faciliter l’intégration des ENR, pour implémenter la transition énergétique, et d’avoir des réseaux plus résilients face aux aléas climatiques, le tout à des coûts les plus bas possibles.

2/ Pourquoi les smart grids sont-ils au cœur de la transition énergétique ? 0:47

La transition énergétique implique des productions d’ENR (éolien, photovoltaïque), qui sont raccordées à 90 % au réseau d’Enedis. Leurs deux caractéristiques sont l’intermittence et la décentralisation. Cela modifie donc fortement la gestion du système. La transition énergétique passe aussi par la décarbonation via l’utilisation de l’électricité, notamment la mobilité électrique ; ces nouveaux usages sont également raccordés au réseau de distribution.

Le système d’acheminement de l’électricité est différent dans le cas des ENR. Le système classique part des centrales, puis passe par des lignes de plus en plus petites pour arriver jusque chez le client, avec un flux très prévisible, toujours dans le même sens. Dans le cas des ENR, les centrales sont intermittentes, ce qui donne lieu à un système beaucoup plus complexe à gérer. Il est nécessaire que la production et la consommation soient équilibrées. Il est possible de jouer sur la production dans les centrales, mais dans le cas des ENR, on s’intéresse plutôt à la consommation, c’est-à-dire à la demande, en activant des flexibilités. Ces dernières sont délicates à mettre en œuvre et modifient profondément le métier d’opérateur de réseaux de distribution.

3/ Comment cette flexibilité est-elle mise en œuvre ? 2:25

Les flexibilités visent à s’assurer que la production et la consommation restent équilibrées. Il faut tout d’abord prévoir la production et la consommation dans le futur (à 1 an pour prévoir des périodes de maintenance, à 5 ans pour des investissements, à 1 jour, dans la journée même, en temps réel pour de la conduite). Les technologies de prévision évoluent beaucoup et intègrent massivement des solutions d’intelligence artificielle. Une fois les prévisions réalisées, on effectue une simulation du réseau pour détecter d’éventuelles congestions et activer les moyens pour les lever. Ces moyens sont des reconfigurations du réseau (ouverture/fermeture d’interrupteurs), des appels à la flexibilité (demander à des producteurs de baisser leur production, à des consommateurs de consommer plus ou moins suivant le moment et la nature de la congestion) ou bien le maintien de la tension dans les plages admissibles.

4/ Pouvez-vous nous donner un exemple de solution de flexibilité ? 3:51

Les offres de raccordement alternatives sont un exemple de solution de flexibilité. On va donner le choix à des producteurs d’être raccordé avec une solution classique (long et coûteux) ou bien avec une solution intelligente. Cette dernière est plus rapide et moins chère, mais implique de ne pas produire à 100 %, donc de baisser la production sur demande de temps en temps pour éviter les contraintes sur le réseau. De nombreux producteurs ont souscrit à ces contrats. Le réseau est donc constamment piloté pour éviter ou résoudre les congestions. Un nouvel outil de conduite a été développé et va être mis en place dans les 28 agences de dispatching en France en 2027 pour faciliter la mise en œuvre de ces flexibilités et avoir des échanges efficaces avec les producteurs et les autres acteurs.

Pour aller plus loin

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1/ Quels sont les maillons de la chaîne de valeur du CCUS ?

La chaîne de valeur du CCUS commence par l’adaptation de l’émetteur. Il est toujours préférable d’émettre moins de CO₂, ou des quantités plus concentrées de CO₂. Lors de la capture, ce CO₂ va être amené d’une teneur relativement faible (5, 10, 30 %) jusqu’à une teneur au moins supérieure à 95 %, et la plus proche possible de 99 %. C’est là qu’il va pouvoir être comprimé et/ou liquéfié efficacement. Dans de rares cas, ce CO₂ va être utilisé en direct. Sinon, il sera transporté, par camion, par train, par bateau (s’il est sous forme liquide), ou bien par des canalisations. La logique est l’inverse de celle des réseaux de gaz naturel (transport + distribution) : la collecte est réalisée par les industriels, puis le CO₂ est remonté par des canalisations de plus en plus grosses jusqu’à un hub. Aujourd’hui, ces hubs sont situés principalement sur les zones portuaires ou le long des fleuves. Ce CO₂ pourra ensuite être transporté pour être séquestré ou utilisé (pour la production de carburant synthétique par exemple).

2/ Les procédés de capture du CO₂ sont-ils maîtrisés ? 1:47

Certains procédés de capture du CO₂ sont connus depuis longtemps et déjà employés. Par exemple, la capture de CO₂ est utilisée dans les usines d’ammoniac. Ce dernier devient alors un CO₂ marchandise, pour la production d’urée dans les usines chimiques (recyclage local) par exemple, ou pour produire plus de pétrole dans le cadre de l’EOR (Enhanced Oil Recovery), procédé dans lequel on injecte du CO₂ dans des réservoirs pour augmenter la production. On cherche désormais à résoudre les difficultés des procédés de capture du CO₂ (coût, consommation énergétique, etc.). Cela provoque une effervescence de nouveaux acteurs et de nouveaux procédés pour s’adapter à de nouveaux marchés.

3/ Quelles sont les technologies de capture ? 2:54

Il existe quatre grandes familles de technologie de capture.

La première est le lavage aux amines (c’est un terme général, car il ne s’agit pas toujours d’amines). Deux réacteurs sont utilisés, un premier dans lequel le CO₂ va réagir avec une solution, souvent une amine, pour y être capturé. Les fumées vont ressortir décarbonées à 90 ou 95 %. Un second réacteur va chauffer et libérer sélectivement le CO₂ pour régénérer le solvant. C’est la voie la plus mature et la plus utilisée aujourd’hui, cependant, elle consomme une grande quantité d’énergie pour le chauffage.

Une autre famille de technologies utilise des adsorbants. Le CO₂ va alors venir se coller sur les parois d’un adsorbant spécifique. En changeant les conditions de pression ou de température, on va d’abord libérer l’azote et l’oxygène, puis libérer le CO₂ plus tard. Ces cycles sont appelés CSA ou PSA en fonction de l’adsorbant utilisé.

Une troisième famille regroupe les technologies par membrane. La membrane agit comme un filtre : sous l’action d’une poussée, l’azote va sortir à un endroit et le CO₂ à un autre. Ces technologies utilisent de l’électricité plutôt que de la chaleur.

La dernière famille regroupe les technologies cryogéniques. Elles jouent sur les différences de température de changement d’état entre l’azote, l’oxygène et le CO₂. On peut séparer sélectivement le CO₂ sans consommer de chaleur, cependant on utilise de l’électricité.

4/ Quelles sont les technologies utilisées pour les étapes suivantes ? 4:47

Il existe d’autres briques technologiques au-delà de la capture. Parfois, le CO₂ est déjà très concentré, comme dans le cas de la méthanisation ; on va alors chercher à le liquéfier pour le transporter, ou pour le purifier. Il existe aussi des purifications spécifiques pour extraire de très petites quantités d’impuretés qui risqueraient de poser problème dans les canalisations ou dans les stockages. De nouveaux outils de gestion des flux de CO₂ sont également développés. Il existe déjà des pipes de CO₂, comme aux États-Unis, mais le développement de cette industrie implique l’amélioration ou l’actualisation de composants, de compteurs, de vannes, etc., car le marché est en train d’exploser.

Pour aller plus loin

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BE8092           Captage du CO2 – Technologie pour la transition énergétique

1/ Que signifie CCUS ?

CCUS est l’acronyme de Carbon Capture Use and Storage, en français « capture de carbone, utilisation et stockage ». On dit « le » CCUS. C’est le terme professionnel le plus répandu. Il s’agit d’une chaîne d’actions et de briques technologiques qui visent à enrichir, éventuellement liquéfier, puis purifier, transporter et utiliser ou séquestrer du CO₂. Dans la décarbonation des procédés, la capture de carbone présente l’avantage de réduire significativement les émissions de CO₂ des procédés qualifiés de « hard to abate », soit « difficile à réduire ».

2/ Quelles industries sont concernées ? 1:15

Le CCUS est une solution pour les cimentiers, les producteurs de chaux, certains acteurs de la métallurgie (par exemple, la production d’acier). Le CCUS peut aussi intéresser les activités de production d’énergie à partir de biomasse (méthanisation, cogénération, chaufferie à partir de résidus agricoles ou forestiers), ou d’autres applications, comme l’industrie du verre ou la conversion de certaines chaudières.

3/ Le CCUS est-il la première des solutions de décarbonation pour ces industries ? 1:53

Dans la hiérarchie des solutions, il est toujours plus efficace de diminuer ses émissions. Il est possible de travailler sur l’amélioration des procédés ou l’amélioration énergétique de ces procédés, soit en consommant moins, ce qui n’est pas si évident à faire, soit en capturant le CO₂ sur les unités industrielles. Le CCUS intervient après avoir pris toutes les mesures dites « faciles » (d’un point de vue économique et non sociétal). Comme on l’a vu plus tôt, la capture de carbone présente l’avantage de réduire significativement les émissions de CO₂ de certains procédés. Le CCUS s’inscrit dans une trajectoire de décarbonation visant un objectif net zéro pour s’aligner sur les attentes de l’Union européenne pour 2050.

Pour aller plus loin

BE8091           Captage et stockage du CO2 dans le contexte de la transition énergétique

BE8092           Captage du CO2 – Technologie pour la transition énergétique

1/ Sur quoi se base le prix de l’hydrogène vert ?

Pour produire de l’hydrogène sur un site industriel, de l’eau et de l’électricité en grandes quantités sont nécessaires. La fourniture électrique constitue le plus gros poste dans le prix de l’hydrogène. Il est donc crucial d’avoir une fourniture d’électricité verte réfléchie en termes de coût et de temporalité.

2/ Combien coûte l’hydrogène vert en combustion par rapport au gaz naturel fossile ? 0:49

Le coût de l’hydrogène vert en combustion est de l’ordre du double de celui du gaz naturel fossile. Cependant, le prix du carbone va augmenter, et celui de l’hydrogène, correspondant principalement à celui de l’électricité verte, va pouvoir diminuer au fil des améliorations de la production d’électricité verte.

3/ Sur quelle durée portent les contrats d’approvisionnement en électricité ? 1:19

L’hydrogène vert est aujourd’hui plus cher que le gaz naturel fossile. La production sur site, avec un contrat de gré à gré pour l’électricité, garantit un prix pour des durées de 15 ans, voire plus. C’est une sécurisation que l’on ne retrouve pas sur les marchés des énergies fossiles aujourd’hui (ou à l’avenir), en raison des tensions géopolitiques ou écologiques.

4/ Pourquoi l’hydrogène vert en combustion est-il moins cher que pour les autres usages ? 1:49

L’hydrogène en combustion n’a pas les enjeux de pureté que peut avoir l’hydrogène pour la mobilité. Il n’y a pas non plus de contrainte de haute pression (stockage, compression). Il y a aussi une synergie avec les sites industriels actuels en termes de sécurité, d’approvisionnement, etc. Le prix est donc plus bas. De nouvelles techniques d’électrolyse, qui vont nécessiter un apport en chaleur pour être plus performantes, devront être associées à des sources de chaleur à haute température, ce que peuvent typiquement proposer des sites industriels utilisant l’hydrogène pour la combustion, et que ne peut pas proposer une station de distribution pour la mobilité.

Pour aller plus loin

1/ Est-ce plus complexe de brûler de l’H₂ que du gaz naturel ?

La combustion d’hydrogène se fait dans des brûleurs très proches des brûleurs gaz. Même si les propriétés de combustion sont légèrement différentes, les équipementiers ont pu tester et développer des gammes compatibles avec l’hydrogène, en toutes proportions et avec une forte flexibilité temporelle. Concrètement, dans un four à gaz, il suffit de remplacer les brûleurs. Il est toujours possible de rebasculer sur le gaz en cas de problème de fourniture en hydrogène par exemple. Cela permet une meilleure sécurité d’approvisionnement et de prix.

2/ Les fours des industriels sont-ils adaptés à ce type de combustion ? 1:00

La combustion de l’hydrogène est une technologie mature à l’échelle du laboratoire et du brûleur. En revanche, un four industriel de grande taille (fusion du verre ou de l’aluminium, réchauffement de l’acier par exemple) utilise un procédé bien spécifique, avec des contraintes et des enjeux de qualité des produits. Il reste encore à démontrer que l’usage de l’hydrogène à l’échelle industrielle est possible. Il faut donc réaliser des pilotes industriels, avec comme enjeu de pouvoir transférer cette technologie sur d’autres sites. À l’échelle du four, l’usage de l’hydrogène modifie légèrement les transferts thermiques, et surtout l’atmosphère. Il n’y a plus de CO₂, il y a une plus grande quantité d’eau, ce qui peut changer le vieillissement des réfractaires au niveau chimique, ou le traitement du produit, ou donc les transferts thermiques. Il est nécessaire de tester à l’échelle réelle pour valider la qualité du produit en sortie et la performance du four.

3/ Les industriels utilisent-ils déjà l’hydrogène en combustion ? 2:10

Des campagnes de tests en combustion hydrogène ont eu lieu, sur des fours verriers de grande taille par Saint-Gobain en Allemagne, ou sur la fusion de l’aluminium par Hydro en Espagne. Il existe aussi des projets très avancés en sidérurgie, où la réchauffe en combustion hydrogène est déjà à l’œuvre. En France, Ugitech a annoncé un projet. C’est donc désormais une réalité. Il s’agit d’une stratégie d’innovation, de décarbonation et de transition industrielle combinées. Une fois que les démonstrateurs auront validé la qualité des produits et les performances des fours en combustion hydrogène, ce qui va dicter l’évolution chez les industriels, c’est le prix, en comparaison avec le gaz naturel. Le gaz naturel va devenir plus cher et nous ne sommes pas à l’abri d’autres crises. L’hydrogène, lui, est poussé par le cadre réglementaire. De plus, le coût des énergies renouvelables et vertes va continuer de baisser, ce qui va véritablement accélérer les choses pour cette voie de décarbonation.

4/ Y a-t-il des risques à produire de l’hydrogène sur un site industriel ? 3:24

Intégrer la production d’hydrogène sur site n’est qu’un choix de distribution parmi d’autres. Il est aussi possible de se fournir par camions ou pipeline. Dans tous les cas, il y a un enjeu de sécurité des biens, des personnes et des riverains. Cela se pense en amont des projets. Toutefois, il faut préciser qu’il ne s’agit pas d’hydrogène à haute pression, donc les moyens mis en œuvre depuis longtemps pour sécuriser l’utilisation de l’hydrogène dans les sites de raffinage d’ammoniaque sont toujours utilisables, en s’adaptant aux sites de production. Il n’y a pas de difficulté technique particulière. C’est une question de volonté des acteurs d’être irréprochable sur la sécurité.

1/ De quoi parle-t-on ?

On parle ici de l’usage industriel de la combustion d’hydrogène, dans différents procédés et différents fours. Il ne s’agit pas d’hydrogène matière utilisé comme réactif chimique. On exclut aussi l’usage pour la production d’électricité uniquement, où il peut y avoir des turbines à gaz ou des moteurs à combustion interne. L’usage évoqué ici est bien celui de la combustion d’hydrogène dans des fours industriels (fusion, cuisson, séchage à haute température).

2/ Pourquoi les industriels sont-ils engagés dans des stratégies de décarbonation ? 1:01

Il est possible d’évoquer une évolution de la société, mais ce sont surtout les enjeux réglementaires et de prix du CO₂ qui guident les industriels. Dans le secteur du bâtiment, par exemple, l’intensité carbone de la fabrication est concernée, comme la combustion pour la cuisson et le séchage des matériaux de construction. De même, dans le secteur du transport, le CO₂ lié à la fabrication des véhicules (aluminium et acier) est suivi de près. Il y a des matériaux très sensibles à cette pression de décarbonation liée à la réglementation, au CO₂ et au marché. Le verre en fait aussi partie. L’utilisation de l’hydrogène serait pertinente pour environ 5 % de cette chaleur industrielle. Il y a toutefois de grandes incertitudes encore. Malgré tout, cela constituerait un volume colossal de production d’énergie (des centaines de mégawatts d’électrolyseur, des térawattheures). Il s’agit donc d’un gros enjeu de décarbonation, car il touche à ce qui est le plus dur à décarboner dans ces filières. Ce sont également des sites centralisés à fortes émissions : un seul projet aura immédiatement une grande ampleur de réduction d’émissions de CO₂.

3/ Quelles sont les stratégies pour décarboner ? 2:27

De nombreux industriels se sont lancés dans la décarbonation, avec des engagements de −30 % à horizon 2030. Il y a donc des décisions à prendre dès aujourd’hui. La voie historique est l’électrification directe avec de l’électricité bas carbone. Malheureusement, si cela n’a pas déjà été fait, c’est qu’il y a des difficultés techniques à prendre en compte : limitations de puissance, de profil, de température à atteindre ou d’atmosphère des fours. Ces éléments peuvent rendre l’électrification compliquée, voire impossible. L’option la plus évidente, puisqu’il y a combustion de gaz, c’est l’utilisation du biométhane, techniquement identique. Cependant, on est confrontés à un problème d’approvisionnement : le cadre réglementaire impose que le biométhane soit produit sur site ou avec un contrat de gré à gré. Dans le premier cas, cela implique d’énormes encombrements fonciers et enjeux logistiques pour approvisionner le site en biomasse (camions), qui ne doit pas provenir de trop loin, et peut entraîner un problème d’acceptabilité à l’échelle locale. Dans le second cas, il existe des contrats de biomethane purchase agreement, mais avec des tarifs élevés. L’hydrogène devient alors une véritable option. Ce dernier permet de contourner les limitations techniques de l’électrification directe et d’être compétitif avec le biométhane. Il y a bien entendu des marges de progrès et d’évolution sur cette technologie. Il existe d’autres méthodes (gaz de synthèse, torches plasma), qui présentent des enjeux d’innovation sur des technologies encore peu matures.

4/ Quels process industriels sont concernés ? 4:36

L’essentiel du volume de la chaleur industrielle est à basse température, où différentes technologies de décarbonation sont envisageables. La très haute température concerne par exemple la cuisson de minéraux, les fusions de métaux ou de verre ; les températures vont de 600 °C à 1 000 °C, avec des profils temporels particuliers et un contrôle très précis de la température pour respecter les contraintes de qualité, ainsi que des enjeux d’atmosphère de four. L’hydrogène peut satisfaire ces exigences techniques.

5/ Pourquoi la combustion d’hydrogène est-elle un levier essentiel de décarbonation dans l’industrie ? 5:33

Avec l’hydrogène, pour décarboner massivement un poste d’émission de CO₂ habituellement très difficile à décarboner, il suffit de changer les brûleurs, sans changer le four. Avec une fourniture en métaux recyclés et une fusion décarbonée, le produit en sortie a une très faible empreinte carbone. C’est ce que recherchent les industriels européens de l’acier, l’aluminium, du verre. Avec 100 % d’hydrogène dans le brûleur, on obtient 100 % de décarbonation, c’est-à-dire une émission de carbone nulle, que ce soit dans les fumées ou en amont si on utilise une électricité verte. Le cadre réglementaire y veille. Il s’agit d’un choix de taux d’intégration de l’hydrogène dans le four et le brûleur, et plus largement à l’échelle de l’usine, de la filière et de la société.

1/ Quel est le principal enjeu pour la filière des e-fuels ?

Les installations de production d’e-fuels sont conséquentes : elles sont conçues pour produire plusieurs milliers de tonnes par an. En amont, cela implique de produire massivement de l’hydrogène et de capter massivement du dioxyde de carbone. Ce dernier ne manque pas. En revanche, l’hydrogène doit être entièrement produit, par une filière encore en phase de lancement. La massification de la production d’hydrogène est donc un enjeu majeur. À l’horizon 2030, le volume dédié aux e-fuels atteindrait 20 à 40 % de la production d’hydrogène. Aujourd’hui, les tailles d’installation peuvent monter jusqu’à 200 MW, mais elles ne sont pas encore matures pour la production à l’échelle industrielle.

2/ Comment faire diminuer leur coût ? 1:21

Aujourd’hui, le prix d’une molécule de synthèse se situe entre deux et trois fois le prix de sa molécule fossile. Par exemple, le kérosène coûte 800 €/t, contre 2 000 à 2 500 €/t pour le e-kérosène. L’enjeu est de diminuer le prix en baissant les coûts de production. La réglementation, en mettant une pression croissante sur le prix des molécules fossiles (via le prix de la tonne de dioxyde de carbone), va aussi contribuer à diminuer l’écart entre les prix. Il faudrait atteindre 150 à 200 €/t de dioxyde de carbone (contre 100 € actuellement) pour que, combiné avec une baisse des coûts de production, les e-fuels deviennent compétitifs.

3/ Quels acteurs s’intéressent à ce marché ? 2:21

La carence en volume de la production d’hydrogène implique une réflexion à l’échelle mondiale. À l’échelle géopolitique, on retrouve des acteurs étatiques, comme le Chili, les États-Unis, l’Égypte ou la Mauritanie, qui vont produire massivement de l’hydrogène. Ce dernier est transformé sur place en e-fuel ou bien envoyé dans les pays consommateurs qui le transforment eux-mêmes. À l’échelle des projets, on retrouve trois types d’acteurs. Les émetteurs de dioxyde de carbone souhaitent valoriser les quantités importantes de dioxyde de carbone qu’ils possèdent (par exemple, Arcelor-Mittal pour la sidérurgie, Vicat ou Lafarge pour les cimentiers). Les fournisseurs d’énergie vont s’intéresser au développement de projets (par exemple, Engie, EDF, ou de nouveaux acteurs comme Elyse Energy). Ils achètent des équipements, du dioxyde de carbone, achètent ou produisent l’hydrogène et vendent ensuite les e-fuels aux troisièmes acteurs, les distributeurs de carburant. Il s’agit de producteurs historiques (comme Total Energie, Shell, BP) qui vont incorporer les e-fuels à leur production actuelle.

4/ Les objectifs d’incorporation peuvent-ils être atteints ? 4:22

La réglementation prévoit des taux d’incorporation élevés (20-25 % d’ici 2050). Malgré les acteurs importants impliqués et le développement prévu de projets, cela demande des volumes de production et de consommation encore inatteignables. La demande est aujourd’hui très supérieure à l’offre, et la technologie et les infrastructures de production ne pourront pas permettre à elles seules d’atteindre ces objectifs. Cela pose donc la question de la sobriété de consommation pour réduire les volumes, ce qui permettrait de satisfaire les objectifs.

Pour aller plus loin

BE8587           L’hydrogène, vecteur de la transition énergétique

G1814             Valorisation du CO2 – Partie 2 : voies par transformations chimiques

TRP4055        L’hydrogène vert en aéronautique – Production

IN303             Production de biokérosène et de biogazole par la voie thermochimique

J1255              Catalyse hétérogène dans les procédés industriels

TRP4058        Carburéacteurs alternatifs aéronautiques et leur déploiement

1/ Quel est le principal intérêt de l’hydrogène natif ?

Pour l’hydrogène traditionnellement produit à partir de gaz naturel ou d’électrolyse, le coût de production est égal à la somme du coût de la ressource (gaz naturel) et de la transformation (électricité). Les tendances à long terme indiquent que le coût de l’hydrogène va s’approcher soit du coût du gaz naturel, soit de celui de l’électricité. L’hydrogène natif, lui, est disponible gratuitement ; il ne coûte que le forage, ce qui laisse envisager des prix bien plus bas.

2/ Pourquoi les enjeux principaux sont-ils sur la prospection ? 00:56

Il est nécessaire d’étudier la diffusion de l’hydrogène dans les gisements pour déterminer, en faisant le chemin inverse, les lieux propices au forage. Il a donc fallu développer de nouvelles sondes. C’était l’objet du célèbre projet Regalor (projet de recherche sur l’exploitabilité du gaz de charbon en Lorraine). De nouveaux moyens de prospection doivent aussi être mis au point. Par exemple, aujourd’hui, il est possible d’installer des sondes sur des vélos, puis de quadriller le paysage pour repérer les émanations. Sur les zones lointaines, le travail porte sur la manière dont les capteurs vont remonter les données et comment fiabiliser ces dernières. C’est encore le début de l’aventure ! Certaines méthodes de prospection pétrogazière sont transférables, comme les méthodes sismiques pour étudier le sous-sol. Il est cependant nécessaire de développer d’autres connaissances pour caractériser ces gisements, et déterminer où l’on va forer. Pour utiliser une image, il faut trouver où planter une paille pour faire remonter l’hydrogène.

3/ Quels sont les enjeux sur la production ? 2:22

La production semble moins complexe que pour l’exploitation pétrogazière. L’hydrogène diffuse naturellement vers la surface : si le forage est au bon endroit, il semble facile de le collecter. Cependant, il n’y a pas de retour d’expérience sur ce point car les exploitations n’en sont pas encore à ce stade.

Une autre technique d’exploitation consiste à stimuler des roches privées d’oxygène dans certaines configurations géologiques. En amenant de l’eau par forage, un peu comme en géothermie stimulée, on recrée les conditions de la réaction d’oxydoréduction qui produit un dégagement d’hydrogène.

4/ Qu’en est-il du transport ? 3:17

Comme pour le pétrole ou le gaz, les gisements sont éloignés des foyers de consommation. Il va donc falloir une infrastructure intermédiaire. C’est une problématique similaire au transport de l’hydrogène depuis les sites de production par électrolyse (situés dans des lieux à fort ensoleillement et fort gisement éolien, comme en Afrique ou en Amérique du Sud) jusqu’aux sites de consommation sur d’autres continents.

5/ Quels acteurs s’intéressent à ce marché ? 4:00

Il s’agit principalement de sociétés d’exploration junior, canadiennes ou australiennes. Il en existe également en France, comme la société 45-8. Ces sociétés vont chercher de l’hydrogène ainsi que de l’hélium ; ce sont en effet souvent des gisements mixtes. L’hélium représente déjà un marché gigantesque, qui permettrait de financer l’exploration de l’hydrogène, pas encore mature.

 6/ L’hydrogène natif peut-il supplanter les filières d’hydrogène de synthèse ? 4:37

L’attention portée à l’hydrogène natif ne doit pas éclipser les autres filières. Au vu des enjeux climatiques, ce serait même une erreur de se focaliser sur cette filière native, au détriment de tous les investissements déjà faits dans les autres filières, comme l’électrolyse. Il faut être prudent ; aujourd’hui, l’hydrogène natif n’est qu’à ses débuts, c’est très spéculatif. On ne peut pas parier dès maintenant sur une exploitation massive de l’hydrogène géologique dans la prochaine décennie. Il y a un véritable risque à délaisser les autres technologies : l’espoir ne peut pas tenir lieu de stratégie.

Pour aller plus loin :

BE6702           Hydrogène Naturel

IHY200            Les couleurs de l’hydrogène – Infographie

HY1000           Géopolitique et hydrogène

1/ Comment se forme l’hydrogène natif ou géologique ?

L’hydrogène natif ou géologique est produit dans les couches intérieures de l’écorce terrestre. Ce n’est pas une énergie fossile, car l’hydrogène ne provient pas de la décomposition de végétaux anciens. Il est formé par oxydoréduction, une réaction chimique qui se produit lorsque des roches profondes de l’écorce terrestre rencontrent de l’eau pour la première fois. Les roches vont alors réduire l’eau, capter l’oxygène et relâcher de l’hydrogène. Ce dernier va se diffuser lentement à travers les couches de la croûte terrestre, jusqu’à la surface, où l’on va retrouver des émanations d’hydrogène.

2/ Où a été découvert le premier gisement ? 1:00

Le premier forage pour la production d’hydrogène natif a été réalisé au Mali dans les années 2010. C’est arrivé par hasard, en découvrant un puits sur un forage d’eau. C’est là que l’on a réalisé qu’il était possible de récupérer de l’hydrogène très pur, provenant du sous-sol, et quasiment en pression, soit 5 bars. Ce puits est exploité par la société malienne Hydroma, qui a installé un moteur à gaz pour électrifier le village de Bourakébougou. Dans le monde de l’hydrogène, ce puits est connu sous le nom de Bourakébougou 1 et incarne l’instant zéro de la prospection hydrogénière.

 3/ Les gisements sont-ils nombreux dans le monde ? 1:47

L’hydrogène est bien distribué sur l’ensemble du globe. On en trouve au fond des dorsales océaniques, où la matière qui remonte arrive au contact de l’eau, ce qui produit de l’hydrogène. On en trouve aussi sur les continents, dans les cercles de fée des cratons. En revanche, cet hydrogène n’est pas économiquement exploitable partout. Sa présence alimente tout de même une fièvre de prospection hydrogénière. Des explorations ont lieu en France, comme en Lorraine, dans les Pyrénées, dans l’Ain ou en Bretagne, mais également en Espagne, dans le Nebraska (États-Unis), au Canada, en Australie. De nouveaux puits ont été découverts. L’exploration en est à ses débuts, il n’y a aucune exploitation commerciale pour le moment en dehors du puits de Bourakébougou.

  4/ Quelles sont les perspectives de l’hydrogène natif ? 2:58

Les premières estimations du coût de l’hydrogène à Bourakébougou tournent autour de 1,50 €/kg. C’est inédit, bien inférieur au coût de toutes les autres méthodes de production de l’hydrogène. Cette perspective de prix très bas alimente les fantasmes. Un autre exemple qui suscite de l’enthousiasme est le projet Regalor, en Lorraine. En recherchant du méthane, on a trouvé 20 % d’hydrogène dans un puits situé à 1 000 m de profondeur. Les premières estimations du gisement font état de quantités colossales d’hydrogène, l’équivalent de plusieurs années voire dizaines d’années de consommation mondiale, même s’il faut prendre ces chiffres avec des pincettes.

Pour aller plus loin :

BE6702           Hydrogène Naturel

IHY200            Les couleurs de l’hydrogène – Infographie

HY1000           Géopolitique et hydrogène

1/ La densité volumique permise par le stockage solide de l’hydrogène est-elle élevée ?

Le premier avantage de la technologie du stockage solide est qu’il est possible d’atteindre des densités volumiques beaucoup plus importantes que dans le gaz ou le liquide. L’hydrure de magnésium atteint 110-112 kg H₂/m³, tandis que le stockage gazeux, même à 700 bars, reste autour de 45 kg H₂/m³ et que le stockage liquide est à 70 kg H₂/m³. La densité énergétique pour l’hydrure de magnésium est 2,4 kWh/kg, ce qui est 10 fois supérieur à une batterie. Il faut tout de même souligner que l’on ne peut pas réellement comparer ces deux valeurs car le matériel n’est pas le même (réservoir ou pile à combustible).

2/ Quels sont ses autres avantages ? 1’06

Le deuxième avantage est que la pression nécessaire est de l’ordre de 10 bars. Dans un réservoir de 2 litres, on peut absorber 1 m³ d’hydrogène à pression atmosphérique, ce qui correspond à une pression de 500 bars si l’hydrogène se trouvait sous forme gazeuse. Un autre avantage tient à l’abondance du magnésium : on le trouve sur tous les continents, il est relativement peu coûteux, il ne présente aucun problème de toxicité ou de pollution.

3/ Le fort besoin en chaleur de la réaction de désorption est-il un inconvénient ? 1’41

Le principal inconvénient de l’hydrure de magnésium est qu’en effet il faut monter au-delà de 300 °C pour désorber l’hydrogène, et apporter la chaleur de réaction. Cela représente 30 % de l’énergie stockée dans l’hydrogène. Si l’on ne dispose pas de chaleur fatale pour chauffer les réservoirs, le rendement énergétique de stockage diminue de 30 %.

4/ Quelles solutions permettent de remédier à cette difficulté ? 2’12

L’une des solutions mises en œuvre est l’utilisation d’un matériau à changement de phase. Il a une température de fusion comprise entre la température d’absorption et celle de désorption. Lors de l’absorption de l’hydrogène, on va chauffer ce métal pour le faire fondre. Au contraire, on va le resolidifier lors de la désorption, la chaleur latente de solidification allant chauffer le magnésium. Le matériau à changement de phase est un alliage à base de magnésium, peu coûteux. En revanche, sa présence ajoute du poids au réservoir. Cette solution est donc à privilégier pour des usages stationnaires où le poids n’est pas un problème. De plus, sur des temps très longs, la chaleur va finir par se dissiper, c’est donc préférable de l’utiliser pour du stockage à court terme. Une application possible est un stockage jour/nuit couplé à des panneaux solaires utilisés dans la journée pour produire de l’hydrogène, qui serait stocké et réutilisé en période de pointe le soir. Pour du stockage à plus long terme, ou pour éviter un système trop lourd, une autre solution est par exemple de coupler thermiquement le réservoir à une pile à combustible et de récupérer la chaleur libérée par la pile à combustible pour chauffer le réservoir. Il existe en effet des piles à combustible qui travaillent à haute température, les solid oxyde fuel cells, entre 700 et 900 °C. Une troisième solution serait de développer un réseau de cogénération, où l’on a à la fois besoin de chaleur et d’électricité. On peut utiliser directement la chaleur dégagée par le réservoir et apporter la chaleur de réaction au moment où l’on veut désorber le réservoir. La chaleur est facilement valorisable puisqu’elle est à 300 °C.

5/ Atteint-on de hauts niveaux de rendement ? 4’10

Le rendement dépend de la taille du réservoir. Plus le réservoir est petit, plus le rapport surface/volume est important, plus il y a de pertes. En revanche, si l’on envisage des gros réservoirs (on parle alors de containers), le rapport surface/volume est faible et on peut atteindre des rendements de l’ordre de 95 % avec des matériaux à changement de phase.

6/ La poudre est-elle la seule présentation intéressante pour l’hydrure de magnésium ? 4’34

Dans les années 2005-2010, on a beaucoup travaillé sur le broyage de l’hydrure de magnésium. C’est très efficace et les cinétiques d’absorption obtenues sont très rapides. En revanche, cela a un coût lié à la manutention, un coût énergétique pour le broyage, et les poudres obtenues sont très pyrophoriques, or elles doivent être manipulées avant d’être compactées. Dans une usine, à grande échelle, cela peut être un inconvénient. Sachant cela, on travaille sur un procédé de déformation plastique sévère, le forgeage. Cela produit directement des matériaux massifs, que l’on peut hydrurer. Les cinétiques sont moins rapides, la capacité d’absorption est un peu plus faible, autour de 4,5 % massique (au lieu de 7 % avec les poudres). Cependant ce procédé est beaucoup plus facile à extrapoler à grande échelle, en grandes quantités, et sans problème de pyrophoricité.

Pour aller plus loin :

• IN170 Stockage massif de l’hydrogène dans l’hydrure de magnésium
• AF3692 Le stockage solide de l’hydrogène
• IN403 Nouveaux matériaux pour le stockage de l’hydrogène – Alliages métalliques multi-élémentaires hydrurables
• M178  Comportement mécanique des alliages métalliques pour le stockage et le transport de l’hydrogène gazeux

1/ Quel est le coût du stockage de l’hydrogène sous forme solide ?

Le coût actuel est autour de 3 000 €/kg hydrogène stocké, un coût plus élevé que celui de la compression mais plus faible que celui de la cryogénie. Il n’y a pas de maintenance à faire sur les réservoirs, à part parfois de l’entretien sur les filtres, et ils durent une vingtaine d’années. La perte d’isolation du réservoir est compensée par un apport électrique, mais cela tourne autour de 5 % de pertes, contre 15 % pour la compression et plus de 35 % pour la cryogénie.

2/ Quelles sont les principales applications ? 00’56

Au départ, l’idée était de produire des réservoirs pour des usages stationnaires, pour de grosses quantités d’hydrogène. Des applications sont envisagées pour les futures stations-service : lorsqu’il y aura un grand nombre de voitures et camions à hydrogène, il faudra produire l’hydrogène sur place. Des applications industrielles existent, directement dans les usines pour l’industrie électronique, les industries du verre (flowed glass), et la fabrication des engrais avec l’hydrogène vert (ammoniaque). Jusqu’à maintenant, l’hydrogène était produit par reformage à la vapeur du gaz naturel, ne nécessitant pas de stockage. Cela produit malheureusement énormément de CO₂ (1 tonne d’hydrogène libère 11 tonnes de CO₂). Il faut désormais produire l’hydrogène avec des énergies intermittentes, du solaire ou de l’éolien, et donc le stocker. Pour stocker une centaine de tonnes par jour, il semble inévitable d’utiliser les hydrures métalliques.

3/ Y a-t-il aussi des applications dans le transport ? 2’37

Il y a une forte demande dans le transport. Un futur réservoir sous forme de container est mis au point, qui contiendra entre 1 et 1,2 tonnes d’hydrogène, pour un container de 25 tonnes. Les porte-container traditionnels pourront les transporter, sachant qu’ils ont une capacité de 10 000 à 15 000 containers, cela représente donc 10 000 tonnes d’hydrogène. C’est extraordinaire pour le transport lointain : le plus gros bateau actuel transportant de l’hydrogène liquide a une capacité maximale de 85 tonnes.

Pour le transport maritime, un projet est en cours avec un client norvégien intéressé par l’utilisation de containers amovibles pour alimenter les ferries. Il existe en effet de nombreux ferries circulant entre les fjords en Norvège. L’objectif est de les rendre non polluants, en interdisant l’usage du kérosène ou du gasoil. Les batteries ne s’étant pas révélées assez performantes (les quantités de batteries sont trop importantes), les piles à combustible sont envisagées. Pour le futur, une nouvelle voie est à l’étude, utilisant de l’hydrogène pur pour faire fonctionner les moteurs thermiques.

Pour aller plus loin :

• IN170 Stockage massif de l’hydrogène dans l’hydrure de magnésium
• AF3692 Le stockage solide de l’hydrogène
• IN403 Nouveaux matériaux pour le stockage de l’hydrogène – Alliages métalliques multi-élémentaires hydrurables
• M178              Comportement mécanique des alliages métalliques pour le stockage et le transport de l’hydrogène gazeux

1/ Quelles sont les spécificités de votre usine-pilote d’hydrure de magnésium ?

L’usine se trouve dans un petit village de la Drôme. Elle produit des hydrures de magnésium, les met en pastille et fabrique les réservoirs. Ces derniers sont composés de pastilles empilées dans des tubes. Il existe de nombreux laboratoires et petites sociétés fabriquant des hydrures de magnésium, mais c’est l’unique producteur industriel. La technologie de fabrication, en particulier les fours conçus avec le CNRS, permettent de produire de gros tonnages chaque année.

2/ ÉTAPE 1 – Hydruration du magnésium 1’06

La matière première est une poudre de magnésium, d’une granulométrie comprise entre 0 et 100 microns. Il faut l’acheter en Chine, car il n’y a presque plus de production en Europe. Ce sont des produits très réactifs, utilisés dans des feux d’artifice par exemple. Les poudres sont tamisées et contrôlées avant d’être introduites dans des fours, sous pression d’hydrogène. La réaction d’hydruration est lancée par introduction de chaleur en utilisant des électrodes électriques. La réaction est fortement exothermique, il faut donc ensuite refroidir jusqu’à absorption complète de l’hydrogène par les poudres de magnésium. À la sortie du four, on obtient de l’hydrure de magnésium MgH₂. Il se comporte comme une céramique.

 3/ ÉTAPE 2 – Ajout d’additifs et broyage 2’22

La deuxième étape consiste à ajouter quelques additifs pour activer la cinétique d’absorption et de désorption. Les poudres passent dans des broyeurs à billes pour réduire la granulométrie à une frange entre 2 et 5 microns. Ceci est rendu possible par le fait que ce sont des céramiques. Ces poudres sont très fracturées, nanostructurées et extrêmement réactives vis-à-vis de l’hydrogène.

4/ ÉTAPE 3 – Incorporation du graphite, pressage sous forme de disques 3’08

En sortie de broyeur, les poudres obtenues sont mélangées dans du graphite dans une presse à haute pression. Les disques obtenus ressemblent à des vinyles 33 tours de 15 mm d’épaisseur. Ces disques vont échanger l’hydrogène, passant du magnésium à l’hydrure de magnésium et inversement.

5/ ÉTAPE 4 – Empilement des disques dans des réservoirs 3’48

Les disques sont ensuite empilés dans des tubes, où un système automate permet de gérer la désorption et l’absorption. Ce système règle la pression et peut faire de même pour la température, avec si nécessaire un apport externe. Il existe deux types de réservoirs. Le premier est un réservoir adiabatique, où la chaleur de réaction est conservée. Cette chaleur fait fondre les matériaux à changement de phase présents à l’intérieur du réservoir, qui vont stocker la chaleur de réaction. Cette dernière est ensuite utilisée par les disques pour désorber l’hydrogène. Le second type de réservoir est à échange externe. Il comporte un système de chauffe et de refroidissement, en général par une huile spéciale, qui permet d’échanger la chaleur avec un refroidisseur ou un préchauffeur. Un des grands avantages du stockage sous forme d’hydrure de magnésium est qu’il est transportable à froid sans aucun danger.

Pour aller plus loin :

• IN170 Stockage massif de l’hydrogène dans l’hydrure de magnésium
• AF3692 Le stockage solide de l’hydrogène
• IN403 Nouveaux matériaux pour le stockage de l’hydrogène – Alliages métalliques multi-élémentaires hydrurables
• M178              Comportement mécanique des alliages métalliques pour le stockage et le transport de l’hydrogène gazeux