L’hydrogène vert, une solution énergétique prometteuse ?

13 juin 2023 • Analyse •

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C’est dans le cadre de la transition énergétique que l’intérêt pour l’hydrogène a été relancé au-delà de son usage actuel, dans la fabrication de l’ammoniac et du méthanol, et comme réactif dans les procédés de raffinage du brut en produits pétroliers, carburants et biocarburants.

Nouveaux usages de l’hydrogène pour la transition énergétique

Comme il sera question dans ce qui suit de transition énergétique, rappelons qu’elle implique une pénétration croissante de génération électrique renouvelable (actuellement largement intermittente) aux dépens de la production thermique, et un système de stockage pour assurer la sécurité d’approvisionnement électrique en toutes circonstances. Nous nous intéresserons ici aux trois « nouveaux » usages de l’hydrogène : vecteur énergétique dans la production d’électricité, facteur de stockage d’énergie et carburant.

Nous distinguerons ici trois types d’hydrogène : celui qui est fabriqué à partir de combustible fossile (gris), le même que le précédent, mais avec captage et stockage de CO2 (bleu) et l’hydrogène « propre », produit à partir d’électricité renouvelable (vert).

Un nombre croissant de pays dans le monde incluent l’hydrogène dans leur programme énergétique. À la conférence des Nations Unies sur le changement climatique (COP 26) de 2021, 32 pays et l’Union européenne (UE) se sont mis d’accord pour accélérer le développement et le déploiement de l’hydrogène vert, et pour faire en sorte que celui-ci soit globalement disponible d’ici à 2030 à un prix abordable pour remplacer les combustibles fossiles. Dans ce qui suit, il sera discuté de la faisabilité de ces objectifs.

Comment produire de l’hydrogène, gris ou vert ?

Commençons par nous poser la question de savoir si l’hydrogène comme vecteur de production d’électricité ou comme carburant est une solution pertinente pour le système énergétique de demain ?

Actuellement, le processus par reformage à la vapeur du méthane (CH4) est de loin le plus économique pour sa fabrication. Dans le contexte d’une politique zéro carbone en 2050 (dont on peut questionner la faisabilité), il présente le défaut majeur d’émettre des gaz à effet de serre (GES). Pour pallier cette lacune, il faut donc le verdir. La solution bas carbone adoptée aujourd’hui en Europe pour atteindre cet objectif est l’hydrolyse de l’eau couplée à de l’électricité bleue ou verte. La technologie la plus utilisée à ce jour, l’électrolyse alcaline qui utilise une solution d’hydroxyde de potassium (KOH) comme électrolyte, consiste à séparer les atomes d’hydrogène et d’oxygène de l’eau grâce à l’électricité. L’hydrogène est libéré à la cathode (électrode négative), selon l’équation :

2 H+ + 2 e- → H2

tandis que l’oxygène est libéré à l’anode, selon l’équation :

H2O → 2 H+ + ½ O2 + 2 e-

L’électrolyseur PEM (Polymer Electrolyte Membrane) comporte un électrolyte polymère solide. C’est une technologie permettant une production d’hydrogène de grande pureté. Elle est en revanche plus chère que l’électrolyse alcaline.

Un coût de production de l’hydrogène par électrolyse beaucoup plus élevé que le vaporeformage

Le coût de la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau et à fortiori si elle est verte, est nettement plus élevé que celui qui est fabriqué par reformage du méthane (vaporeformage) (1). Pour calculer son coût global, il faut ajouter celui de son transport, du stockage (pour compenser l’intermittence des productions éoliennes et photovoltaïques) et de puits d’hydrogène (Carbon Capture and Storage) pour l’hydrogène bleu.

À quelle échéance peut-on espérer des prix plus comparables entre ces deux types de production ? Actuellement, il n’y a pas d’alternative économique au reformage. Des recherches sont en cours pour réduire drastiquement le coût de production de l’hydrogène. Il faudra du temps pour qu’elles aboutissent. Des entreprises ont déjà annoncé une production d’énergie verte à un coût tournant autour d’un dollar par kilo d’ici à 2030, par thermolyse (sans recours à l’électricité, l’apport d’énergie provenant du soleil) ou par électrolyse de l’eau. Elles en sont au début des recherches. Quel sera le résultat final ? Atteindront-elles l’objectif économique visé ?

En ce qui concerne la compétitivité, rappelons que les électrolyseurs provenant de Chine sont 75% moins chers que ceux qui sont fabriqués en Occident (2). Cette différence de coût est une menace pour les fabricants d’électrolyseurs européens qui produisent, aujourd’hui, près de la moitié de la production mondiale.

Comment disposer d’assez d’électricité verte pour produire assez d’hydrogène ?

Toutefois, le prix n’est pas le seul paramètre à prendre en considération. Ainsi, l’alimentation continue des électrolyseurs en électricité verte (toujours dans le cadre d’une politique bas carbone) est un autre sujet de préoccupation. Disposer de quantités suffisantes d’électricité est d’autant plus difficile que la production d’hydrogène est plus élevée. En 2050, la production d’hydrogène par électrolyse consommerait des quantités énormes d’électricité (3).

Un cas concret, celui de la Belgique, permet de mieux comprendre la difficulté de produire ce flux massif d’électricité. Selon Elia, le transporteur belge d’électricité haute tension, l’équilibre du réseau H.T. ne peut faire l’économie d’importations significatives d’électricité pour assurer la sécurité de son approvisionnement (notamment, lors des pointes de consommation). Cela suppose que les pays voisins devraient dégager des surplus d’électricité renouvelable à la hauteur des besoins requis pour une production croissante d’hydrogène, dans le cadre de la substitution précitée (remplacement de la génération thermique par du renouvelable). Or, d’ici à 2050, la demande d’H2 au sein de l’Union européenne devrait être multipliée par sept pour contribuer à la décarbonation des secteurs tels que la sidérurgie, les transports lourds (maritimes et terrestres) et les industries à forte intensité énergétique (4) ce qui fait croître les besoins en électricité dans une proportion équivalente. Ce qui est vrai pour l’Europe l’est également pour la Belgique. Dans ces conditions, comment se fier aux importations d’électricité pour réaliser la transition énergétique voulue par la Belgique ?

Stocker de l’électricité avec l’hydrogène

L’hydrogène produit grâce à cette électricité est stocké (5) et, selon la demande, reconverti en électricité. La chaîne de stockage et de reconversion triple le prix de l’électricité par rapport à celui de la production éolienne et photovoltaïque consommée directement (6). Le coût de ce stockage est très élevé. L’hydrogène doit être stocké sous très haute pression (700 bars) pour atteindre la compacité idéale et doit être refroidi durant la compression pour éviter la surchauffe. En outre, pour éviter tous risques, les réservoirs sont chers. Leurs parois comportent trois couches : une enveloppe interne étanche, une deuxième de renfort et une troisième de protection.

Remplacer le gaz fossile par l’hydrogène dans la production d’électricité

La production d’électricité dans le monde dépend encore très largement du charbon et du gaz. La substitution du premier par le second (moindre émetteur de GES) est en cours. Les promoteurs de l’électricité zéro carbone considèrent que le gaz sera progressivement remplacé (à quelle vitesse de substitution ?) par l’hydrogène à mesure que les capacités de production de ce dernier (dont la technologie verte est encore au stade de d’expérimentation) augmenteront.

Quelques projets sont lancés et, notamment, celui des géants norvégiens Equinor et allemand RWE qui ont convenu, en janvier 2023, de coopérer en vue de décarboner l’énergie en Allemagne grâce à l’hydrogène. Le protocole que le ministre allemand de l’Économie et du Climat, Robert Habeck, a signé à Oslo, prévoit de construire des centrales électriques, d’abord alimentées par du gaz norvégien via éventuellement un pipeline sous-marin, pour remplacer les centrales à charbon que Berlin veut fermer d’ici à 2030. Il s’agira ans un premier temps d’hydrogène bleu et ensuite d’hydrogène vert (7). Dans la même optique de compenser les émissions de CO2, le ministre allemand Robert Habeck a signé un partenariat stratégique avec la société Norcem, filiale de l’entreprise allemande Heidelberg Materials, qui prévoit de réaliser la capture et la liquéfaction de CO2 à partir de 2024 (8).

L’hydrogène dans la mobilité

Dans le secteur de la mobilité, l’hydrogène est utilisé, comme vecteur d’énergie, dans des piles à combustible qui équipent actuellement quelques voitures électriques. Ces dernières sont moins performantes que les véhicules à batteries, car il faut d’abord générer l’hydrogène (qui est stocké dans le réservoir) qui à son tour produit l’électricité par un processus d’oxydoréduction. Cette double conversion dégrade le rendement du moteur. En outre, les voitures à hydrogène ne sont pas plus écologiques que les voitures thermiques (9). En revanche, leur autonomie est nettement plus grande que celles de voitures électriques.

Bien entendu, comme pour les voitures électriques, il faut qu’il y ait suffisamment de stations de recharge ainsi que des infrastructures d’approvisionnement appropriées, une entreprise de longue haleine.

Pour éviter les handicaps des piles à combustible, des constructeurs automobiles, dont BMW, mènent des recherches en matière de motorisation, n’utilisant pas l’hydrogène pour alimenter une pile à combustible, mais comme carburant (sous forme liquéfiée) dans un moteur conventionnel. Le moteur BMW à architecture diesel fait appel à un allumage par étincelle et par compression, l’hydrogène arrivant dans la chambre de combustion par injection directe à une pression de 300 bars. Une configuration unique qui offre au moteur un rendement de 42%.

Avec cette technologie, BMW voit donc de nouvelles perspectives d’avenir dans l’hydrogène, mais il lui reste à résoudre le problème de l’encombrement du réservoir qui occupe la plus grande partie du coffre (10).

Hydrogène « vert » vs. électricité bas carbone

Dans le cadre d’une politique bas carbone, l’hydrogène est préférable à l’électricité lorsque de grandes quantités d’énergie sont nécessaires et qu’une source d’énergie très dense est requise comme c’est le cas pour le transport routier longue distance, le transport maritime, dans certains secteurs industriels ou pour faire voler des avions (optimisation du poids).

Toutefois, les prix très élevés de l’hydrogène et la maîtrise insuffisante de la technologie ne lui permettent pas de remplacer les hydrocarbures (gaz, diesel et kérosène) dans les secteurs précités avant longtemps, sauf si des mesures coercitives ou des subventions publiques importantes sont mises en place.

Des investissements massifs dans l’hydrogène vert ou bleu

Force est de constater que malgré les lacunes et handicaps exposés ci-dessus, nombre de pays y compris les plus puissants consacrent des moyens financiers substantiels dans le développement de la production d’hydrogène bleu ou vert et dans celui de ses applications. Les entreprises qui privilégient cette molécule lèvent plus de fonds que jamais. Les pays manœuvrent pour assoir leur domination sur ce qui est appelé à devenir une industrie internationale pesant plusieurs milliards de dollars dans 10 ou 20 ans (11).

La Chine et les États-Unis sont les deux plus grands producteurs et utilisateurs d’hydrogène au monde. Jusqu’en 2020, les EU étaient le plus grand marché de véhicules électriques à pile à combustible (Fuel cell electric vehicles, FCEV), quoiqu’encore modeste. Depuis lors, ils ont été dépassés par la république de Corée, la Chine possédant la troisième plus grande flotte de FCEV. L’Union européenne s’est lancée dans l’aventure de l’hydrogène vert en juillet 2020. Le Japon est le premier pays à s’être intéressé à l’hydrogène comme vecteur énergétique. Quant à l’Inde, elle a lancé sa National Hydrogen Mission en août 2021 avec l’ambition de devenir un hub global pour la production et l’exportation d’hydrogène vert (12). La Russie vise à prendre 20% du marché global de l’hydrogène. D’autres pays tels que l’Australie, le Canada et la Norvège ont également des projets ambitieux.

12 à 13% d’hydrogène dans la demande d’énergie finale en 2050, est-ce réaliste ?

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) et l’Agence pour les énergies renouvelables (Irena) estiment que l’hydrogène vert répondra à 12-13% de la demande énergétique finale d’ici à 2050, contre pratiquement zéro aujourd’hui (13). D’ici là, il y a un long chemin, parsemé d’obstacles, à parcourir. Parmi ces derniers figurent : l’amélioration de la technologie encore au stade de l’expérimentation, l’économicité de la filière qui est loin d’être satisfaisante (l’hydrogène vert à prix abordable n’est pas encore une réalité, tant s’en faut) et les implications politiques internationales.

L’hydrogène entièrement vert, produit à grande échelle, n’est pas encore à l’ordre du jour. L’industrie a besoin de temps et de réglementations adaptées pour pouvoir exploiter d’autres types d’hydrogène dans l’intervalle (14). D’autre part, le mode de production de l’hydrogène vert pourrait détourner l’électricité renouvelable d’autres utilisations finales (considérées comme plus fondamentales). En outre, les grandes quantités d’eau consommées par l’électrolyse sont de nature à accentuer le stress hydrique dans certaines régions, entre autres, les plus ensoleillées (favorables à l’installation de panneaux photovoltaïques) qui sont souvent les plus sèches.

Une autre interrogation est de savoir si l’hydrogène peut être qualifié de vert uniquement s’il est produit par des capacités renouvelables qui, sans cela ne seraient pas mises en service ni utilisées (15).

Notes •

(1) Il y a tout lieu de penser que les prix du gaz retourneront à la normale si l’UE se décide à négocier avec réalisme la fin de la guerre en Ukraine et à s’engager dans une politique énergétique plus pragmatique.

(2) Bloomberg New Energy Finance.

(3) Géopolitique de la transformation énergétique : le facteur hydrogène, Irena (International Renewable Energy Agency)

(4) Ricio Gonzale Sanchez, Évaluation des émissions tout au long du cycle de vie de l’hydrogène, Clean Air Task, 26 octobre 2022.

(5) L’hydrogène est le plus souvent stocké sous forme gazeuse, surtout pour les transports. Pour assurer la compacité voulue, il est idéalement comprimé à 700 bars, ce qui requiert une consommation d’énergie de 22 MJ/kg. Au-delà la compression n’est plus rentable.

(6) Michel Gay, Hydrogène : le meilleur allié du nucléaire !, Metainfos, 20 juillet 2020.

(7) « Coopération germano-norvégienne dans l’hydrogène pour décarboner l’énergie en Allemagne », Le Figaro, 5 janvier 2023.

(8) Ministère fédéral des Affaires étrangères, Énergie : l’Allemagne et la Norvège renforcent leur coopération, 10 janvier 2023.

(9) « Are fuel cells environmentally friendly ? Not always », ScienceDaily.

(10) Benoît Solivellas, BMW révolutionne son moteur à hydrogène, CENT, 6 avril 2023.

(11) Thijs Van de Graaf, La décennie de l’hydrogène, Finances et développement, décembre 2022.

(12) Geopolitics of the Energy Transformation : the hydrogen factor, IRENA, 2022.

(13) Thijs Van de Graaf, op. cit.

(14) Wouter Bleuckx, Business Director chez Ineos Hydrogen.

(15) Thijs Van de Graaf, op. cit.