Archives de l’auteur : Cédric Philibert

Les renouvelables pour l’industrie

Le voilà, tout frais tout chaud, fruit de près de deux ans de boulot: mon Insight Paper « Les énergies renouvelables pour l’industrie« , 72 pages (en anglais), 20 illustrations, 0 euro. Publié jeudi 9 novembre sur le site de l’AIE et en même temps, à Pékin, au siège de l’agence Chine Nouvelle ou « Xinhua News Agency », qui en a fait de multiples dépêches en anglais et en chinois. Et certaines informations ont éveillé un certain intérêt en Australie et aux Etats-Unis.

Je présente ce rapport à la COP23 à Bonn le 15 Novembre à 15h30 au Pavillon Nordique. La session sera animée par notre directeur exécutif adjoint de l’AIE M. Paul Simons. Parmi les speakers invites, des représentants du projet suédois d’aciérie verte Hybrit, de Yara international la companie norvégienne de fertilisants, et de la compagnie islandaise Carbon Recycling International.

Renewable energy offers cost-effective options to cut carbon emissions from industry

Reducing long-term greenhouse gas (GHG) emissions in the industry sector is one of the toughest challenges of the energy transition. Combustion and process emissions from cement manufacturing, iron- and steelmaking, and chemical production are particularly problematic.

But there are a variety of current and future options to increase the uptake of renewables as one possible way to reduce industry sector energy and process carbon dioxide (CO2) emissions, which we examine in detail in a new IEA Insight Paper, Renewable Energy for Industry.

The main finding is that the recent rapid cost reductions in solar photovoltaics (PV) and wind power may enable new options for greening the industry, either directly from electricity or through the production of hydrogen (H)-rich chemicals and fuels. Simultaneously, electrification offers new flexibility options to better integrate large shares of variable renewables into grids.

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Avis de coup de vent et de coup de soleil!

Pour vraiment décarboniser notre économie et arriver aux émissions nettes nulles de CO2 qui seules peuvent stabiliser les concentrations de gaz carbonique dans l’atmosphère, il nous faudra beaucoup, beaucoup d’énergies renouvelables. Et on ira sans doute les chercher… là où elles abondent. C’est du moins ce que je pense montrer dans ce rapport de l’AIE sur les renouvelables pour l’industrie.

Où faut-il chercher les meilleures resources d’éolien et de solaire? Cette carte, établie par les chercheurs de l’université de Lappeenranta en Finlande, indique en jaune tournant à l’orange puis au rouge les zones où la combinaison éolien et solaire est la plus productive. Elle est mesurée par le facteur de capacité, exprimé en équivalent heures pleines, d’un mix éolien et solaire, après déduction des kwh en excès lorsque la puissance effective de 1 MW d’éolien et 1 MW de solaire dépasserait 1 MW au total.

Dans ces zones rouges – le sud marocain et la Mauritanie, la corne de l’Afrique, le nord du Chili, la Patagonie, l’Australie occidentales, mais aussi le Tibet, et le middle-west américain, le nord-est du Brésil, fournissent les meilleures ressources: à coût d’investissement comparable, le kWh y sera le moins cher, et largement disponible, ce qui aiderait beaucoup au fonctionnement technique et à l’équilibre économique des investissements qui pourraient être faits pour transformer cette électricité, via électrolyse de l’eau, en une forme d’énergie facilement stockable et exportable – allez, au hasard, de l’ammoniac

Mais comment direz-vous, tout l’intérêt des renouvelables ne tient-il pas dans leur bonne repartition globale – il y a au moins un peu de soleil et de vent partout, ce qui n’est pas le cas des combustibles fossiles…? En fait non, c’est certes un atout mais íl ne faut pas s’en tenir là, la sécurité énergétique ce n’est pas l’autonomie, c’est la diversité des produits et des producteurs, et il ne faut pas être jusqu’auboutiste du « local is beautiful ». Dès lors qu’on a besoin d’un produit vraiment stockable, il est également transportable sur la longue distance, par bateau le surcoût énergétique reste très faible, alors pourquoi vouloir à tout prix tout faire « chez nous », si c’est deux ou trois fois moins cher plus loin, non pas parce qu’on y paie pas la main d’oeuvre ou qu’on y déverse pollutions et déchets, mais parce que le soleil y brille et le vent y souffle plus fort et plus longtemps. Et il faudrait ajouter, si dans notre Europe bien peuplée on arrive déjà à un taux très élevé de renouvelables dans le mix électrique il restera beaucoup à faire pour décarboniser au-delà l’ensemble du mix énergétique et non, on n’arrivera peut-être pas à mettre des panneaux PV et des turbines partout – alors que certains territoires très ventés et ensoleillés sont souvent très peu peuplés (ce n’est peut-être pas une coincidence).

Pour vraiment décarboniser notre économie, non seulement la production actuelle d’electricité mais aussi les transports et l’industrie – surtout l’industrie, avec l’acier, le ciment, les produits chimiques, les économies d’énergie et les renouvelables à proximité immediate ne suffiront pas. Il en faudra advantage, qu’on ira chercher un peu plus loin, ainsi qu’on le fait pour les ananas ou le café qui ne poussent pas vraiment en Europe. Et tout le monde – exportateurs et importateurs – devrait y gagner.

Voilà une des choses que je discute dans ce papier, Renewable Energy for Industry, disponible le 9 novembre 2017 sur le site de l’aie, www.iea.org, allez à publications puis à insight papers.

 

 

 

Comment l’électricité renouvelable remplacera les combustibles fossiles

Il paraît qu’un bon schéma vaut mieux que de longues explications, alors je vous propose celui-ci, qui montre les deux voies par lesquelles l’électricité renouvelable, venant essentiellement du soleil et du vent à terme (aujourd’hui c’est encore l’eau, l’hydroélectricité, qui domine largement la production électrique renouvelable), remplacera les combustibles fossiles.


La première voie est directe: ce sont les usages efficaces de l’électricité dans les bâtiments, l’industrie et les transports. La seconde est indirecte, elle passe par la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau, et la fabrication de vecteurs énergétiques et combustibles avec du carbone extrait de l’air ou sans carbone du tout, comme avec l’ammoniac (la molécule sur le schéma), facile à stocker et transporter. Cette voie indirecte, nettement moins efficace, sera utilisée lorsqu’on a besoin de ces produits comme matière première – cas de l’ammoniac pour les fertilisants azotés, par exemple – ou comme agent de procédé – cas de l’ammoniac, encore, pour fabriquer du fer et de l’acier sans émissions de CO2! La voie électrochimique sera également utilisée quand on aura vraiment besoin de transporter loin l’énergie renouvelable et/ou de la stocker longtemps, pour des usages énergétiques industriels, les centrales électrique d’équilibrage du réseau, les grosses chaufferies, et certains usages transports.

Et quand on aura besoin d’un produit stockable, comme il sera aussi transportable (non, ce n’est pas du gaz dihydrogène, mais j’ai laissé beaucoup d’indices dans ce court texte….), on ira de préférence le chercher là où les ressources de soleil et de vent sont bien meilleures que « chez nous », en France ou en Europe. J’y reviendrai bientôt.

Et surtout, vous en saurez plus le 9 novembre avec la publication de mon « IEA Insight Paper » titré Renewable Energy for Industry.

L’autre hydrogène

Le mois dernier à Rotterdam s’est tenu une conférence originale, la première du genre en Europe, consacrée à… l’ammoniac. Oui je sais, le sujet semble assez peu glamour, à première vue. Et pourtant, c’est peut-être ce produit chimique à la forte odeur, bourré d’hydrogène, qui sera bientôt le vecteur et le stockage d’une bonne fraction des énergies éoliennes et solaires.

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L’éolien maritime sans subvention: plus tout à fait un rêve, pas encore une réalité

Faut-il parler, avec l’excellent Bert Metz, de « Moon-landing moment »? Le 13 avril dernier, BnetzA, l’agence allemande, a annoncé les résultats des enchères pour de nouvelles fermes éoliennes off-shore. Surprise: trois des quatre projets vainqueurs ont fait une offre à… zéro euro, zéro centimes. Bien sûr c’est le prix du feed-in premium, ou « complément de rémunération », qui s’ajoute au prix de marché. Un démenti cinglant à tous ceux qui ont pu douter de la compétitivité de l’éolien maritime, mais aussi à tous ceux qui, comme moi ici-même, ont sans cesse affirmé que les renouvelables ne pourraient pas se financer sur les seuls marchés spot. Ou peut-être pas. Car ces champs d’éoliennes, qui devraient être mis en service en 2024, ne sont pas encore sortis de terre – pardon, de mer. Et les risques sont grands.

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Hydrogen – revised analysis

Responding to popular demand, I publish a revised graph showing the cost of hydrogen from electrolysis of water for different load factors, but based on the most recent information about the cost of alkaline electrolysers in large plants, as provided recently by NEL: USD 450/kWh as already mentioned (Note: this graph was again revised on 3 May).

Here you can see three zones: the zone of « free » surplus from solar and wind in Europe (but that would likely apply to Japan as well, and other countries with good but not very good Wind and solar resources); electricity is considered free but the occurrence are relatively unfrequent and I considered 500 to 1500 full load (equivalent) hours a year for the electrolysers; variable renewables in Europe, where solar and Wind combined are unlikely to exceed a capacity factor of about 50%, and the same in most favoured régions of the world.

This leads me to somewhat attenuate my previous prevention against the concept of manufacturing hydrogen from « surplus » variable renewables in countries with average resources. The cost may be found acceptable for some usages, in particular where procurement of other sources of clean hydrogen is not easy. However, it is unclear if some other ways of using this surplus electricity, including as a source of heat, would not prove economically preferable.

In any case the quantity issue remains: these surpluses will not likely suffice for all current and future, industrial and energetic, uses we have for hydrogen in a climate-friendly energy world. We will need more, much more, and I doubt all could be produced in these regions. Beyond « free » surpluses we would need to deploy many more wind farms and solar farms in addition to those that will be needed to provide the bulk of our grid electricit. And for what? For generating hydrogen at twice its cost in those sunnier and windier areas that have a low population density and very low local electricity demand.

Hydrogen is not easy to transport, and costly to store as a gas, so for most of its usages we would likely bound it to some other atoms to form a variety of energy carriers or fuels, with carbon atoms (methane, methanol, MCH, DME, alcools and hydrocarbons) or without, such as ammonia. And then, transport on land via pipelines, on seas with ships, would be relatively straightforward and represent a small increase in overall cost. Hence importing from best-resource low-demand areas would likely be a very valuable option for complementing local renewable resources in average-resource high-demand areas.

In any case, the economic case for clean hydrogen production vs. fossil fuel based hydrogen manufacturing looks better than previously thought. Except maybe in very cheap natural gas countries, renewable-based ammonia generation and possibly other commodities, including energy carriers, could prove a competitive option from now on, even with no carbon cost or consideration of capture and storage of carbon dioxide.

 More on this topic: read my 6-page note on the IEA website, where I explain in particular how a large-scale all-electric ammonia plant could work on variable renewables such as a combination of solar and Wind.

Breaking news: clean hydrogen comes back!

As noted in my latest blog note, hydrogen production from electrolysis of water, based on hydropower, was the dominant technology  until the 60s before natural gas reforming became the new normal – with huge greenhouse gas emissions. And I noted that the new, very recent competitiveness of solar and wind could, and in fact should, open a new era for clean hydrogen production. I did not expect this was already planned, according to Nel. This Norwegian company recently designed, for an untold client of the fertilizers industry, in an unnamed country, the largest-ever electrolyser plant, which will run on solar power  or wind power or both, most likely without any connection to the grid. Hydrogen would directly feed an industrial plant next to it – I guess ammonia but perhaps not limited to it. Interestingly enough, the scaling-up lead to significant cost reductions, at USD 450/kW. In the analysis I had published, I conservatively chose USD 850/kW based on the IEA Technology Roadmap on Hydrogen. If this project actually sees light, this will look like a dream coming true, earlier than hoped.

Producing industrial hydrogen from renewable energy

(Je reproduis ici, avec mon aimable autorisation, un papier que l’AIE a bien voulu mettre sur son site web; j’en profite pour remercier les collègues qui l’ont… apprécié, puis « édité » (amélioré) et finalement mis en ligne).

Over 60 million tonnes of hydrogen are produced every year for a range of industrial purposes, including ammonia production, hydrocracking (breaking complex hydrocarbons into lighter fuels), and removing sulfur from fossil fuels.

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