Centrales à piles à combustible : futur hybride

Les prototypes de centrales à piles à combustible s’étant avérés fiables, Siemens souhaite construire d’ici 2012 une installation de plusieurs mégawatts(MW) au rendement de 70%. À cette date, les coûts auront certainement considérablement diminué.

Prévue pour 2012, cette centrale électrique hybride (à gauche) offre un rendement d’environ 70 % grâce, notamment, à la combustion de l’hydrogène résiduel dans une turbine à gaz.

Le carton ondulé présente de nombreux atouts : il protège les objets fragiles, il est léger et son prix est abordable. Mais en 1871, en déposant aux États-Unis le brevet de cette feuille de carton ondulée collée entre deux couches de papier, Albert Jones n’imaginait certainement pas qu’elle serait un jour le symbole d’une révolution énergétique. Pourtant, quoique plus volumineux et moins souple, l’objet posé sur le bureau de Horst Greiner, expert en piles à combustible chez Siemens Corporate Technology à Erlangen, rappelle franchement cette invention. Bien sûr, cette version en céramique n’est pas destinée à l’emballage, mais à combiner hydrogène et air pour produire de l’électricité.

Les gaz des piles à combustible ne sont pas brûlés, mais transformés en eau par réaction électrochimique, libérant des électrons et générant donc de l’électricité. Il s’agit d’un procédé similaire à celui des batteries de voitures, à ceci près que les composants sont en céramique et que l’opération se déroule à une température pouvant atteindre 950°C. «Associée à une turbine à gaz, une pile à combustible peut offrir un rendement de 70%», affirme Horst Greiner. À titre de comparaison, celui des meilleures centrales à turbine gaz-vapeur s’élève à 58%. À l’avenir, les centrales à piles à combustible de plusieurs MW devraient approvisionner en électricité consommateurs isolés et communes de 10.000 habitants.

Macaronis ou carton ondulé ?

Cependant, le travail des concepteurs est loin d’être terminé. Jusqu’ici, la structure « carton ondulé » en céramique n’a été testée qu’en laboratoire et ne sera probablement pas mise en œuvre dans les centrales Siemens avant 2012. Pour l’instant, les pièces des piles à combustible font plutôt penser à d’énormes macaronis gris que Horst Greiner aligne et empile en expliquant pourquoi cette architecture n’est pas optimale : «Il y a trop d’interstices », souligne-t-il. Pour optimiser l’utilisation de l’espace et offrir un maximum de place pour les échanges hydrogène/air, il faut aplatir les tubes et créer des canaux en accordéon sur plusieurs couches. Cette conception triangulaire permet d’obtenir un rendement plus de deux fois supérieur à celui d’une pile cylindrique et s’avère plus compacte. La densité de puissance peut atteindre 600 mW/cm3 selon la conception de la structure.

Les tubes en céramique ont fait leurs preuves en matière de production électrique. En Italie, une centrale de 100 kW implantée à Turin a déjà 32000 heures de fonctionnement à son actif. Des centrales sont également en service aux Pays-Bas, depuis deux ans, et à Essen, en Allemagne, depuis six mois. «La disponibilité de notre installation s’élève à 99,5% », déclare Joachim Hoffmann, directeur du programme sur les piles à combustible stationnaires de Siemens Power Generation, à Nuremberg. C’est un bon résultat pour cette technologie réputée très efficace, mais peu fiable.

Joachim Hoffmann admet que ce préjugé ’est pas sans fondement. En effet, nombreux sont les concurrents de Siemens à avoir développé des piles à combustible fonctionnant correctement en laboratoire, mais pas dans les difficiles conditions d’exploitation. Certains les ont donc abandonnées, mais pas Siemens. Il y a 40 ans, les experts de la société américaine Westinghouse (rachetée par Siemens en 1997) de Pittsburgh cherchaient déjà des matériaux adaptés et, à la fin des années 1970, ils fabriquaient leur première pile à combustible à oxyde solide (SOFC). «Ce type de savoir-faire est difficile à acquérir», explique Joachim Hoffmann. D’autres fabricants de piles SOFC conçoivent des modèles planaires à canaux métalliques, mais ceux-ci vieillissent mal. Toutes les piles Siemens intègrent des composants en céramique cuits à plus de 1500°C, qui supportent des températures de fonctionnement de 1000°C sans pertes colossales, contrairement aux autres piles à combustible. De plus, les piles Siemens ne perdent que 0,1% de leur production par 1000 heures d’exploitation, et leur rendement de plus de 43 % reste stable sur une vaste plage de températures et de charges. « La durée de vie des piles à structure triangulaire est estimée à 20 ans minimum», rapporte Thomas Flower, directeur de l’activité Piles à combustion chez Westinghouse. Il est convaincu que le concept de Siemens peut être mis sur le marché avant les autres, même si, au final, il existera plusieurs types de pile, destinés à différentes applications.

Siemens et Westinghouse ont également rencontré des difficultés en voulant, par exemple, coupler une pile à combustible et une turbine à gaz il y a 10 ans. Les deux sociétés pensaient brûler l’hydrogène résiduel pour produire de l’électricité dans la turbine, laquelle devait également fournir aux piles de l’air comprimé sous haute pression, chauffé par la chaleur résiduelle. «Ceci aurait généré très peu de chaleur et beaucoup d’électricité», précise Horst Greiner. Cependant, en 2002, Siemens et la compagnie d’électricité EnBW ont décidé de suspendre le projet. «Nous voulions construire une centrale de démonstration commercialisable, mais à l’époque, c’était impossible », explique Wolfram Münch, directeur du département Recherche, développement et démonstrations d’EnBW, à Karlsruhe (Allemagne).

Une centrale pilote

Le principal problème résidait dans la turbine à gaz : aucun modèle à bas rendement (200 à 300 kW) n’était disponible sur le marché, et le développement d’une turbine aurait coûté environ 15 M€. Par chance, deux ans plus tard, le Centre aérospatial allemand (DLR) lançait, en coopération avec l’institut des systèmes d’entraînement aéronautiques de l’Université de Stuttgart, un projet d’amélioration du système de commande des ensembles turbines à gaz/piles à combustible prévoyant l’utilisation de la micro-turbine à gaz de 100 kW d’un fabricant italien. Une seule condition au projet : la participation d’un fabricant de piles à combustible et d’une compagnie d’électricité. «Nous nous sommes rapidement rapprochés de Siemens», se souvient Wolfram Münch. EnBW souhaite que la nouvelle centrale profite en priorité aux industriels et aux services locaux souhaitant générer leur propre électricité. Ainsi, la compagnie serait à la fois gestionnaire des centrales et fournisseur de services énergétiques.

Le calendrier est serré. Le DLR souhaite procéder à une simulation en 2008 afin d’évaluer l’association piles à combustible/turbines à gaz avant d’assembler tous les composants dès 2009, à l’issue de quoi le système sera optimisé. En 2012, EnBW mettra en service, sur son réseau, une centrale de démonstration générant 2 à 4 MW, dont 75% via les piles. S’il est encore trop tôt pour affirmer que l’objectif de rendement de 70% sera atteint, il est certain, en revanche, que le projet intégrera les piles en céramique à structure «carton ondulé».

De l’électricité pour les jardins botaniques de Pittsburgh

L’expérience a montré combien il était imprudent de brûler les étapes. Par conséquent, Siemens souhaite améliorer ses connaissances en construisant de petites centrales à piles à combustible sans turbines à gaz. Trois d’entre elles, d’une capacité de 125 kW chacune, seront mises en service en 2007. Il en existe déjà une à Hanovre, fonctionnant sur la base d’un partenariat entre les services locaux et le fournisseur E.ON. Deux autres seront installées à Tokyo et à Fairbanks (Alaska). Chez TurboCare, filiale turinoise de Siemens, une centrale électrique de nouvelle génération sera construite en 2008. Les matériaux utilisés présenteront une conductivité supérieure et, à taille égale, les centrales offriront une capacité de 150 kW et un rendement de plus de 47%. Parallèlement, un panel de clients testera de petites unités de 5 kW. Deux centrales alimentent les bâtiments de Deutsche Telekom à Steinfurt et Bonn, et trois sont en service aux États-Unis. L’une d’entre elles régule la température de la serre tropicale des jardins botaniques de Pittsburgh.

Des piles utilisant du biogaz et des gaz d’égout issus des stations d’épuration devraient également être utilisées. Les centrales à piles à combustible hybrides acceptent une multitude de combustibles. Aux États-Unis, un projet porte actuellement sur la conception d’une centrale hybride au gaz de houille, où le CO2 serait isolé avant la combustion. Les ingénieurs de Siemens pensent que la perte de rendement occasionnée s’élèverait à 5%, alors qu’elle serait de 10% avec le même procédé employé dans une centrale au charbon conventionnelle.

Barrages financiers

«Lorsqu’une centrale hybride est économique et techniquement fiable, il est fort probable que la technologie qu’elle emprunte remporte un vif succès sur le marché», explique Wolfram Münch. Si les clients s’intéressent au rendement élevé et au faible niveau d’émissions des systèmes distribués, leur priorité demeure les coûts.

La technologie des piles à combustible est encouragée par une initiative allemande réunissant les principaux fournisseurs d’électricité et fabricants de piles du pays ainsi que l’agence allemande de l’énergie. Elle bénéficie également d’un financement à long terme du Ministère de l’économie allemand et de l’Union européenne. À Erlangen, aides extérieures et fonds propres confondus, Siemens a investi 30 M€ dans la recherche sur les piles. Cette somme n’inclut pas l’activité de Pittsburgh, soutenue par le Département américain de l’énergie.

Si ses premiers résultats s’avèrent concluants, la technologie hybride pourrait arriver sur le marché avec 10 ans d’avance. Par le passé, les autres fabricants ont connu des échecs suite au lancement trop précoce de systèmes très coûteux. Actuellement, la construction d’une centrale électrique à piles à combustible Siemens serait, elle aussi, hors de prix car les coûts des procédés de fabrication ne sont pas encore optimisés. En outre, d’après Joachim Hoffmann, la finalisation de cette technique requiert encore de lourds investissements. Néanmoins, l’automatisation de la production devrait réduire les coûts induits d’ici 2012. Le chercheur se montre optimiste : « L’augmentation constante du prix de l’énergie joue en notre faveur ».

Auteur : Bernd Müller