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Plaidoyer pour un hydrogène « arc en ciel »

Sylvie Latieule

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Résumé

Les efforts pour lutter contre le réchauffement climatique doivent être considérablement amplifiés dans cette décennie de la dernière chance si on veut éviter les conséquences dramatiques d’une élévation de la température moyenne trop importante. Pour y faire face, et également pour accompagner une croissance économique indispensable et souhaitable à une humanité toujours plus nombreuse, nous devons combiner la mise en œuvre de quelques technologies clés comme le développement des renouvelables, la capture et le stockage du CO2, le nucléaire, l’électrification croissante de l’économie, l’hydrogène, l’économie circulaire en général, et celle du carbone et la biomasse en particulier, ainsi que l’efficacité énergétique. En parallèle, l’effort de R&D et d’innovation doivent être amplifiés car certaines solutions nécessaires et à déployer dans les prochaines décennies sont encore au stade du laboratoire.

En ce qui concerne l’hydrogène, sa contribution significative à la décarbonation de la société amènera à une demande massive d’hydrogène propre, bien au-delà à terme de la quantité produite actuellement. C’est pourquoi nous plaidons pour un déploiement rapide de l’hydrogène décarboné au niveau mondial, en mettant en œuvre toutes les formes de production d’hydrogène décarboné (stratégie de l’hydrogène « arc en ciel »), déclinée selon les spécificités du contexte local. Du fait de l’hétérogénéité de la répartition des ressources et énergies naturelles sur la terre, une partie importante de cet hydrogène et de ses dérivés fera l’objet d’un commerce international, conduisant à un changement de paradigme géostratégique et une nouvelle répartition des richesses.

Une coopération internationale doit être renforcée pour articuler cette stratégie entre ses dimensions temporelles, géographiques et celle des sources d’énergies primaires.

La France a lancé un programme ambitieux de développement et déploiement des technologies hydrogène sur la prochaine décennie, en privilégiant à juste titre les applications industrielles et la mobilité, et en appuyant la création d’une filière industrielle française, créatrice d’emplois. Elle doit maintenant se poser la question de la source d’énergie productrice d’hydrogène en s’appuyant sur ses atouts comme le nucléaire, en élaborant une vision et stratégie progressive sur 50 ans pour la production d’hydrogène, en n’excluant aucune piste technologique ou géostratégique.

Plaidoyer pour un hydrogène « arc en ciel »

© Pixabay

Cet article est proposé par

Jean-Marie Basset, Distingué professeur à la KAUST, Membre de l’Académie des Sciences et Membre de l’Académie des Technologies

Paul Lucchese, Expert Systèmes énergétiques et hydrogène au sein d’un organisme français de recherche, Président du Programme de coopération sur l’hydrogène à l’Agence internationale de l’énergie (IEA Hydrogen TCP)

et Gérard Mignani, ex Directeur de recherche et cadre dirigeant de Solvay, Fondateur et Directeur Société dédiée à l'international Open Innovation

L’hydrogène, un élément clé de la transition énergétique

La lutte contre le changement climatique suppose d’atteindre une neutralité carbone pour la planète en 2050 ou 2070, selon les objectifs avancés. D’un autre côté, la population mondiale va encore croître pour tendre vers 10 milliards d’habitants au milieu de ce siècle, et le niveau de vie par habitant doit s’accroître au niveau mondial pour diminuer le nombre de personnes sous le seuil de pauvreté, rattraper les écarts homme-femme et autres inégalités et faire accéder une plus grande fraction de la population mondiale à un niveau de vie de type classe moyenne, pour continuer ce qui a déjà été réalisé dans les trente dernières années. Pour atteindre ces objectifs, le PIB mondial devra être multiplié par un facteur 2,5 environ d’ici à 2050.

Pour arriver à ces objectifs, tout en n’émettant plus de gaz à effet de serre, les différents scénarios montrent que c’est possible et qu’il faut combiner différents leviers, dans lesquels les énergies fossiles seront quasiment absentes à la fin du processus de transition :

  • Diminuer l’intensité énergétique par unité de PIB ; il s’agit d’accélérer la tendance déjà observée depuis longtemps, en progressant sur l’efficacité énergétique, en profitant de la digitalisation, en optimisant les usages, la mobilité et les procédés. Ainsi, on peut espérer stabiliser la consommation d’énergie mondiale malgré la progression du PIB ;
  • Développer les sources décarbonées très massivement : renouvelables et nucléaire. Le potentiel des renouvelables (biocarburants, bioénergies solaire, éolien, hydraulique…) sur terre est de l’ordre de quelques ordres de grandeur au-dessus des besoins de l’humanité et les énergies renouvelables pourraient fournir plus des 2/3 de la consommation d’énergie après le milieu du siècle ;
  • Développer rapidement et massivement le stockage et la capture du CO2 (CCS), ainsi que la capture du CO2 dans l’atmosphère (DAC), qui n’est pas encore mature mais qui devra jouer un rôle pour diminuer le stock de CO2 dans l’atmosphère. En couplage avec le carbone de la biomasse, développer également l’économie circulaire du carbone (CCE) ;
  • Développer l’économie circulaire et l’innovation sur les matériaux afin de diminuer les besoins en matériaux, nobles, rares ou plus communs, comme le cuivre, par exemple ;
  • Accroître l’électrification de l’économie et faire passer la part de l’électricité de 20 % actuellement à 35-40 % en 2050 (procédés, voitures électriques…) et développer les smart grids ;
  • Développer massivement la production d’hydrogène décarboné pour les 4 grandes familles d’usages de l’hydrogène : la mobilité (terrestre, maritime, voire aéronautique), l’industrie, les réseaux de gaz et les usages urbains, le stockage et l’optimisation des énergies renouvelables intermittentes dans les réseaux intelligents.

Chacune de ces familles de technologies va jouer un rôle quantitatif significatif par rapport à l’effort total, qu’on peut estimer entre 5 et 20 % pour chacune. Compte tenu de l’amplitude de la consommation d’énergie, cela veut dire un changement d’échelle considérable pour chacune des technologies citées.

L’hydrogène fait partie des dernières technologies reconnues comme ayant un rôle majeur. Le rapport de l’AIE, « The future of Hydrogen », remis lors du sommet du G20 en juin 2019, au Japon, consacre son rôle. Beaucoup de gouvernements en Asie et en Europe, principalement, lui consacrent maintenant des sommes importantes au moyen de stratégies nationales et de plans d’actions visant à faire démarrer la filière et ses applications dans cette décennie. Ainsi, l'ambitieux plan français annoncé en septembre 2020, doté de 7,2 milliards d’ici à 2030, vise à créer une filière industrielle de fabrication des composants, à déployer des usines d’électrolyses et également à développer les usages, principalement industriels et de mobilité lourde. Ce plan s’intègre dans une stratégie hydrogène de l’Union européenne, particulièrement ambitieuse.

L’hydrogène est actuellement largement utilisé dans le monde industriel, notamment le secteur du raffinage et de l’industrie chimique (ammoniac, méthanol), mais sa production est réalisée à partir d’énergies fossiles et émet beaucoup de CO2, 3% des émissions totales. Un des principaux procédés est le reformage du gaz naturel, qui émet environ 10 tonnes de CO2 par tonne d’hydrogène produite. Nous allons nous focaliser par la suite sur cette question de la production et du transport de l’hydrogène. Le défi est considérable, puisqu’il s’agit de faire passer la production d’hydrogène décarboné d’un niveau très faible actuellement à plusieurs centaines de millions de tonnes d’ici à cinquante ans. Il faudra aller assez vite en termes de montée en puissance car la course contre la montre contre le changement climatique est déjà lancée, et faire feu de tout bois, c’est-à-dire imaginer une stratégie d’articulation de toutes les voies possibles.

L’hydrogène : comment aller vers un vecteur énergétique totalement décarboné ?

L’hydrogène, s’il veut jouer le rôle important qui lui est promis à l’horizon 2050-2070, devra donc être décarboné. Comment ?

Pour la clarté « pédagogique » de l’exposé, on va introduire une palette de couleurs pour distinguer et caractériser l’origine de l’hydrogène produit. Cette panoplie de couleurs, souvent utilisée dans les publications, ne correspond en aucun cas à une dénomination officialisée ou normée. Mais des travaux sont en cours pour caractériser l’hydrogène produit (projet européen Certifhy qui distingue l’hydrogène vert de l’hydrogène bas carbone), ou au niveau national pour caractériser l’hydrogène, de sa production à son utilisation (en tenant compte des émissions durant son transport, par exemple).

L’hydrogène « gris » ou « noir » fabriqué industriellement à partir d’énergies fossiles, comme le charbon, la lignite ou encore le gaz naturel. À l’heure actuelle, 95% de l’hydrogène préparé à l’échelle mondiale est "gris". L’hydrogène devient "bleu", si selon le procédé précèdent, on capture le CO2 de façon pérenne. Il semble opportun industriellement de pouvoir valoriser ce CO2 en matières premières indispensables pour nos industries, tels le méthanol, le diméthyle éther ou l’acide formique. Mais la condition essentielle pour cet usage du CO2 est de l’intégrer dans une économie circulaire du carbone afin d’assurer une neutralité de ce CO2 vis-à-vis du climat. Cela veut dire que le CO2 peut provenir de la biomasse, par exemple, ou être capturé directement dans l’air (DAC, Direct Air Capture). En tout état de cause, ces chaînes doivent être validées par des analyses rigoureuses du cycle de vie, du « puits à la tombe », y compris notamment les phases de stockage, transport et distribution de l’hydrogène. On peut citer l’hydrogène  « turquoise », obtenu en craquant du méthane en hydrogène et carbone, plus aisé à stocker que le CO2, et avec des débouchés commerciaux importants, parce que moins cher et plus respectueux de l’environnement (une unité industrielle en Chine fonctionne déjà sur ce modèle, une autre au Nebraska à partir d’un co-développement avec l’Ecole des Mines de Paris).

L’hydrogène vert est produit à 100% à partir d’énergies renouvelables, à faibles émissions de CO2, soit à partir d’électricité d’origine renouvelable (électrolyse), soit à partir de biomasse (pyrolyse, fermentation, biologie etc.) ou encore de procédés qui ne sont pas matures aujourd’hui (solaire à haute température, bio-inspiration, photo-électrochimie…).

L’hydrogène « fatal » est l’hydrogène obtenu comme sous-produit dans un procédé chimique, dont le composant principal est autre (par exemple, obtention du chlore, qui produit de l’hydrogène).

Enfin, pour en terminer avec la terminologie, on peut citer également l’hydrogène « jaune » produit à partir d’électricité d’origine nucléaire, voire de chaleur d’origine nucléaire, qui est parfaitement décarboné.

On peut considérer qu’à l’exception de l’hydrogène « gris » ou « noir », tous les autres types d’hydrogène sont décarbonés.

Paramètre clé : le coût de l’hydrogène, servi au client selon les technologies de production, la localisation et les conditions de transport

Il s’agira probablement du facteur décisif quand la société sera confrontée à ce choix énergétique et environnemental.

Le coût de la production d’hydrogène à partir du gaz naturel, par reformage à la vapeur (steam reforming), est relativement bien connu, aux environs de 1 €/kg à 3 €/kg, selon la taille de l’unité industrielle et le coût du méthane. Mais les calculs actuels ne tiennent pas compte des taxes sur le CO2 émis qui vont fortement grimper ces prochaines années, si on veut atteindre les objectifs de l’accord de Paris, sachant qu’une taxe de 100€ par tonne de CO2 équivaut à 1€ supplémentaire par Kg d’hydrogène produit par reformage du gaz naturel.

Quant à l’électrolyse de l’eau, le coût de l’hydrogène dépend principalement de trois facteurs : le coût de l’électricité, le facteur de charge de l’électrolyseur, et l’amortissement du Capex (investissement) et de l’Opex (coût de fonctionnement). Il va varier d'un pays à l’autre, et dépend fortement du coût de l’électricité, mais ne descend pas actuellement en dessous de 4-5 €/Kg.  Mais là aussi, les types d’électrolyseurs vont faire varier le coût entre 8 et 12 €/kg actuellement en Europe (électrolyseurs chers et facteur de charge bas). Ces estimations ne tiennent pas compte du surplus de production d’électricité dans certains pays, ou à partir du nucléaire, dans certains autres pays, du photovoltaïque ou de l’éolien à très bas coûts dans certains pays (où on pourra arriver à un coût de 1,5 à 2 €/Kg).

A noter que les perspectives sur le coût des électrolyseurs vont aller fortement à la baisse, de façon quasi-certaine maintenant, avec la massification de la demande, elle-même encouragée par les programmes nationaux de soutien et les milliards correspondants. On prévoit la construction de gigafactories d’électrolyseurs dans beaucoup de pays, notamment européens (usines capables de produire 1 GW d’électrolyseurs par an). Les productions seront soutenues financièrement par les différents plans nationaux, principalement les technologies alcaline et PEM. On peut estimer que d’ici à 2040, on pourrait atteindre 250 €/kW pour ces deux types d’électrolyseurs.

Les coûts de transport et distribution de l’hydrogène dépendent de la technologie utilisée, de flux transportés et des distances. Il faut distinguer la distribution finale (courte distance), le transport à court ou moyenne distance et le transport à grande distance ou maritime :

  • Le coût de la distribution peut être important pour les applications mobilité où on a besoin d’un réseau dispersé de stations de recharge, et où il faut une re-compression avant distribution ; à terme, ce coût pourra tendre vers 1€/Kg H2  comme ordre de grandeur, avec notamment la standardisation des stations de recharge.
  • Le coût de transport à courte et moyenne distances (jusqu’à 100 km) utilisera, selon les débits transportés, des camions avec de l’hydrogène gazeux ou cryogénique, ou des pipelines pour des débits importants à faible pression d’hydrogène dans les pipelines. Ce coût peut atteindre un supplément de 1 €/Kg pour 500-1000 km, par exemple. Lorsqu’il est pressurisé, le coût augmente de 30 % environ, et s’il est liquéfié, le coût est le double environ. Mais sous forme liquide, l’hydrogène est moins cher à transporter. Selon les situations, ce coût pourra être compris entre 0,5 et 2 €/kg. L’utilisation partielle ou totale des infrastructures, ainsi que leur adaptation de gaz sera un point clé de toute généralisation des infrastructures hydrogène.
  • Enfin, le cas du transport à très grandes distances, souvent maritimes, pour des pays exportateurs vers des pays importateurs. On passera souvent par une forme densifiée de l’hydrogène : navires transportant de l’hydrogène cryogénique (-253 °C) à l’image des méthaniers, passage par une voie liquide hydrogénée (ammoniac, méthanol, LOHC, silanes, etc.) où il y aura une étape d’hydrogénation dans les pays exportateurs, suivie d’une phase de dé-hydrogénation à l’arrivée au pays importateur ou parfois utilisation directe du produit hydrogéné. Ces deux étapes ajoutent une dépense énergétique et donc un surcoût. Néanmoins, les premières études montrent un surcoût final par rapport au prix brut de production de 40 à 80 % (de 1 à 2,5 €/Kg).

L’AIE a positionné les différents coûts de production de l’hydrogène et il est à noter que le coût de l’hydrogène « bleu » est encore inférieur à celui issu des renouvelables, le coût du CCS (Carbon Capture and Sequestration) impacte faiblement le prix de l’hydrogène (équivalent à un prix de la tonne de CO2 entre 50 et 100 $/tonne) (Voir la Figure 1).

Pourquoi faut-il une stratégie de l’hydrogène « arc en ciel » rapidement au niveau mondial ? De quel ordre de grandeur parle-t-on ?

Il faut donc passer d’une production quasi nulle d’hydrogène décarboné à une production de plusieurs centaines de millions de tonnes en 2050-2070 au niveau mondial (si on suppose que la consommation mondiale d’énergie restera en 2050 au niveau de 2020, soit environ 15 000 MTep, et que l’hydrogène prendra une part de 10 %, cela correspondra à environ 450 Mt H2), et ce, le plus rapidement possible afin d’avoir un impact sur le climat et éviter un réchauffement trop important. Une partie importante de cette production viendra de l’électrolyse, induisant donc des besoins importants en électricité additionnelle. Indépendamment de l’hydrogène, on sait déjà qu’il faudra multiplier les capacités de production en PV et éolien, sans doute d’un facteur au moins 50 d’ici à 2050 pour atteindre plusieurs dizaines de Téra Watt de puissance installée (actuellement, le parc installé en combinant éolien et PV est de 1300 GW soit 1,3 TW). Ces capacités, ajoutées à celle du nucléaire, seront destinées à fournir la demande en électricité croissante dans le monde due à l’électrification des usages ; on pourrait ainsi passer d’une part de 20 % environ de l’électricité dans la consommation finale d’énergie à une part de 40 % en 2050. La partie production par électrolyse de l’hydrogène nécessaire, même si elle utilise de l’énergie excédentaire par moment, aura besoin d’une capacité additionnelle de production électrique que nous estimons à une part supplémentaire de 20 à 30 %, soit 10 à 15 TW. Ces chiffres sont extrêmement importants globalement, pas uniquement sur la partie hydrogène, et posent d’autres questions, notamment sur la disponibilité de certains matériaux, comme le cuivre, par exemple, que nous ne traiterons pas ici. Il est à noter ici qu’un avantage très intéressant du nucléaire est de consommer, à énergie fournie égale, 10 fois moins de béton, entre 10 et 50 fois moins d’acier, très peu de cuivre, pas d’aluminium, beaucoup moins de matériaux critiques et d’occuper une surface 100 fois moindre que du PV.

En termes d’objectifs intermédiaires, l’AIE fixe un objectif de production de 40 millions de tonnes à l’horizon 2030, donc une montée en puissance très rapide, l’Union Européenne 10 millions de tonnes.

Comment réaliser cette montée en puissance et atteindre de tels chiffres ? La stratégie « arc en ciel » et son articulation

Il va falloir sans doute entre trente et cinquante ans pour que l’on puisse basculer industriellement de l’hydrogène noir et gris, en hydrogène d’origine purement renouvelable. Les couleurs intermédiaires de l’hydrogène, bleu, turquoise et jaune, correspondent toutes à de l’hydrogène décarboné et seront indispensables pendant les quelques décennies de la phase de transition. Car le climat n’attend pas ! Et il faut mettre en œuvre tous les moyens de production d’hydrogène décarboné le plus rapidement possible et à des coûts acceptables. C’est tout le sens d’une stratégie « arc en ciel » sur l’hydrogène, en excluant le noir et le gris, bien entendu. Ce raisonnement, valable à l’échelle mondiale, pourra se décliner selon les spécificités de chaque pays ou zone économique. On examinera le cas de la France, un peu plus loin.

L’articulation de la montée en puissance de la production d’hydrogène entre ses trois dimensions temporelle, géographique et l’origine des sources de l’énergie primaire est primordiale pour combiner un déploiement rapide, indispensable pour le climat et le respect de l’Accord de Paris, et la dimension industrielle sous-jacente, dont la massification de la production est un défi considérable mais aussi une source de création de valeur économique.

Une des conditions préalables sera de définir aux niveaux international et européen les différentes catégories d’hydrogène de façon stricte, traçable et contrôlable, en n’excluant aucune source décarbonée.

Cela permettra de mettre en place des politiques nationales de soutien au développement de l’hydrogène décarboné qui tiendront compte des spécificités de chaque pays. Mais aussi, cela permettra de mettre en place un cadre pour initier le commerce international de l’hydrogène et des produits dérivés.

Un autre paramètre fondamental qui va régir le « mix » hydrogène sera également la propension de la population et de la société à accepter la mobilisation de surfaces importantes dédiées à la production d’hydrogène, et de quantités de matériaux nécessaires considérables quand il s’agira d’énergies renouvelables, ou de l’acceptation des technologies CCS, ou enfin, de l’acceptation des technologies nucléaires et de la gestion des déchets nucléaires.

Il faut considérer l’articulation des trois phases suivantes :

1/ Temporelle : la montée en puissance de la production d’hydrogène par les énergies primaires sera lente :  Par  exemple,  tout  nouveau  procédé,  qu’il  soit  chimique,  biochimique,  photochimique, électrochimique, etc. exige un minimum de dix ans entre la découverte laboratoire et son début d’industrialisation avec des coûts de recherches, de scale-up et d’industrialisation importants et progressifs. La montée en puissance elle-même est toujours longue, il faut en général vingt ans pour arriver à prendre 1% de part de marché (exemple du photovoltaïque), puis encore dix-quinze ans pour passer à 20-30 %. Le changement climatique ne pouvant attendre trente ans, il faut donc articuler rapidement une stratégie qui permette de fournir de l’hydrogène sans émissions de GHG :

à court terme (0-10 ans) : on peut mettre en œuvre assez rapidement la capture et le stockage du CO2 sur des usines existantes d’hydrogène par reformage du gaz naturel, là où les conditions sont réunies, c’est-à-dire principalement une capacité industrielle à capter et transporter le CO2, et des champs souterrains capables de stocker des quantités importantes de CO2. Il n’y a que quelques zones dans le monde où ces conditions sont réunies (H2 bleu). En parallèle, il faut démarrer la production à partir d’énergies renouvelables (H2 vert), utiliser le nucléaire existant sur le réseau (H2 jaune);

- à moyen terme (10-30 ans) : montée en puissance de l’électrolyse provenant des énergies renouvelables (H2 vert), continuation de l’électrolyse provenant du nucléaire mais avec apparition de nouveaux modèles de réacteurs (H2 jaune), transition vers la fin de H2 bleu, et apparition de H2 turquoise;

- à long terme : (énergies renouvelables (H2 vert avec apparition de nouveaux procédés (biologique, bio-inspiré…), complétées de nucléaire fusion ou fission nouvelle génération H2 jaune).

2/ Géographique : les pays ont des spécificités vis-à-vis du défi énergétique décarboné. La France, comme la Chine ou la Russie, dispose d’un parc nucléaire en bon état de marche et très conséquent, qui va pouvoir fournir une énergie électrique très adaptée à la  fabrication électrochimique de l’hydrogène. Toute l’Europe du Nord, la Russie et les États-Unis sont particulièrement adaptés conceptuellement et industriellement à la séquestration du carbone (CCS) à partir de gaz naturel pour exporter de l’hydrogène « bleu » ou « turquoise ». Les énergies renouvelables, solaire et éolien, ont connu des baisses de coût spectaculaires depuis dix ans et on peut voir des appels d’offres sur le PV à 1,3 centime d’euros /kWh (exemple récent à Abu Dhabi ou au Portugal). Quant à l’éolien, sur terre ou offshore, des pays comme le Maroc, le Chili, l’Argentine, la Chine et même le Royaume Uni (très récemment) et les Pays-Bas ont déjà misé sur cette énergie particulièrement adaptée à leur situation géographique. Dans ce contexte de spécificité géographique, l’énergie solaire peut fournir un apport d’énergie supplémentaire aux économies du Maghreb, du Moyen-Orient, de l’Afrique Centrale, de l’Amérique du Sud, de l’Australie, voire du sud de l’Europe. Rien qu’au Moyen-Orient, l’association Energie solaire du Moyen-Orient anticipe des investissements d’ici à 2023 de 1000 milliards de dollars par an. A titre d’exemple, en Arabie Saoudite, une usine solaire Sakawa produisant 300 mégawat d’électricité est en fonctionnement ainsi qu’un projet d’unité solaire de 600 mégawat en construction sont des preuves tangibles de la volonté des pays exportateurs de pétrole de se reconvertir très rapidement aux énergies renouvelables, notamment au solaire, particulièrement adapté à leur situation géographique. Ces zones géographiques disposant de ressources renouvelables gigantesques et à très bas coût seront susceptibles de produire massivement sur place de l’hydrogène compétitif ou des composés chimiques à base d’hydrogène (ammoniac, méthanol etc.) dont une partie pourra être transportée vers des zones de consommation intensive (Europe, Japon, Corée, par exemple) mais moyennant un coût financier et énergétique significatif, au vu de la difficulté à transporter un élément aussi léger que l’hydrogène.

De nouveaux équilibres économiques de l’énergie pourraient alors apparaître. Il y aura une complémentarité entre les zones géographiques exportatrices et importatrices, et donc une différence par rapport à l’économie du pétrole : l’hydrogène restera cher à transporter, ce qui ouvre la voie à un partage, un équilibre à trouver dans chaque pays entre hydrogène produit et consommé localement et hydrogène ou produits hydrogénés importés.

Ainsi, on pourrait voir se dessiner progressivement une nouvelle carte géostratégique de l’énergie et de l’hydrogène, beaucoup moins sensible que celle du pétrole car plus dispersée et plus équilibrée, mais néanmoins indispensable au succès de la transition énergétique. La figure ci-dessous 2 montre des premiers exemples chiffrés de coûts d’export/import et des nouvelles routes de l’hydrogène liquide (2030).

La répartition mondiale et qualité des principales sources d’hydrogène est représentée par la Figure 3.

Il est à noter que des accords internationaux ont d’ores et déjà été établis entre l’Allemagne et le Maroc (juin 2020), entre le Japon et l’Australie, le Japon et la Nouvelle-Zélande ou des pays du golfe Persique et d’autres encore en cours de discussion.

3/ Origine de l’énergie primaire :

a. À partir du nucléaire : pour les pays qui pourraient consacrer des excès d’énergie nucléaire à la production d’hydrogène (France, Russie, USA …); là où le coût marginal est relativement bas, le parc est amorti, en tenant compte du fait qu’il faudra utiliser des sources d’eau non utilisée pour l’alimentation humaine, animale et l’agriculture. Des réacteurs nouvelles générations innovants (SMR de moyenne puissance, voire des microréacteurs) pourraient être dédiés à la production d’hydrogène décarboné dans des écosystèmes industriels. Des réacteurs à haute température pouvant fournir de la chaleur à haute température et/ou de l’électricité pourraient être candidats à alimenter des procédés plus performants de production d’hydrogène (électrolyse à haute température plus performante…).  Ces nouveaux réacteurs pourraient  s’intégrer  dans  un  écosystème énergétique hybride (avec des renouvelables et des capacités de stockage d’électricité, de chaleur etc.) où la gestion fine du système pourrait permettre d’optimiser les coûts de production de l’hydrogène.

b. À partir de renouvelables : si la voie principale choisie et soutenue dans les dix années à venir est l’électrolyse de l’eau par des électrolyseurs alcalins ou PEM, connectés à de l’électricité d’origine renouvelable, d’autres technologies pourraient voir le jour au-delà : la photo électrochimie permettant de produire directement de l’hydrogène à partir d’un panneau exposé au rayonnement solaire, les procédés à haute température utilisant l’énergie solaire à concentration, les voies biologiques (microalgues etc..), les voies de fermentation directe ou indirecte, les procédés bio-inspirés, sans parler de l’hydrogène naturel, qui se forme dans les couches géologiques et qui s’échappe un peu partout à la surface de la terre sans qu’on sache bien caractériser ses volumes et les coûts éventuels d’exploitation.

c. À partir de fossiles : La grande majorité de l’ hydrogène produit actuellement (80 M tonnes) provient du traitement du gaz naturel (69 %) et du charbon (27 %). En Europe, la quasi-totalité de l’hydrogène est issue du gaz naturel avec une forte contribution en CO2. Dans les conditions actuelles, l’hydrogène gris revient à environ 1,5 €/kg en Europe, soit un peu plus qu’aux États-Unis ou en Chine où gaz et charbon sont bon marché. Le coût des installations de capture et stockage de CO2 est de l’ordre de 1 €/kg, d’après l’AIE. Autrement dit, avec un prix du CO2 de l’ordre de 100 €/tonne, il deviendrait rentable de systématiser ces installations en basculant de l’hydrogène gris vers l’hydrogène bleu. Avec, à la clef, des gains potentiels d’émission de CO2 de l’ordre de 750 Mt (2 % des émissions mondiales de CO2). Actuellement, le coût prospectif du kg d’hydrogène vert se situe dans une fourchette de l’ordre de 3 à 6 €/kg, soit de deux à quatre fois celui de l’hydrogène gris. Le craquage du méthane produisant un hydrogène turquoise est également une piste sérieuse pour le moyen terme.

Maturité des différentes technologies et nécessité d’investir massivement en R&D et innovation

La première génération de technologies hydrogène est mature techniquement pour passer au stade d’adoption précoce et de mise sur le marché avec des soutiens publics pour combler l’écart avec les prix du marché. Néanmoins, l’AEI souligne dans son dernier  « ETP 2020 » que l’on aura besoin également, d’ici à 2050, de technologies qui ne sont aujourd’hui qu’au stade de démonstration, de prototypes voire au niveau du laboratoire. Notamment, la moitié de l’objectif d’abattement du CO2 sera couvert par des technologies qui ne sont aujourd’hui qu’au stade de démonstration technique ou prototype.

Il est important de pouvoir positionner les différentes technologies d’accès à l’hydrogène de différentes couleurs. Cette approche stratégique d’arc-en-ciel est indispensable pour mettre en place une panoplie de technologies industrielles pertinente et efficace avec un calendrier différent selon les technologies utilisées et en adéquation avec un réalisme économique et les avancées scientifiques et industrielles.

Il est donc essentiel de développer fortement la R&D sur l’hydrogène pour accélérer son déploiement, diminuer le coût des technologies, leur efficacité énergétique, et les inclure dans une économie circulaire.

Le cas de l’électrolyse à haute température, consommateur de moins d’électricité, est un exemple de technologie à mettre sur le marché avant 2030. Des domaines encore plus porteurs de ruptures pour la production d’hydrogène sont les voies biologiques ou bio-inspirées, où la France possède un tissu de R&D de premier plan. La recherche sur les matériaux, la catalyse, l’amélioration des procédés d’hydrogénation ou de libération de l’hydrogène dans les molécules comme l’ammoniac, le méthanol, les « liquid organic hydrogen carrier (LOHC) », etc. sera de première importance.

Des avancées majeures ont été obtenues par l’utilisation de la photocatalyse associée à l’électrolyse. Cette démarche d’innovation est indispensable pour diminuer le coût de production et offrir des technologies alternatives à l’électrolyse qui restera grande consommatrice d’électricité.

Déclinons les couleurs de l’arc-en-ciel pour la France

La France a engagé un plan ambitieux, à la fois pour soutenir le déploiement des technologies hydrogène dans deux directions principales d’ici à 2030 : l’industrie et la mobilité lourde, mais également pour soutenir la création d’une filière française des équipements : électrolyseurs, pile à combustibles, réservoirs etc. Cette stratégie « hydrogène » devra entraîner à long terme la création d’emplois directs et indirects. Mc Kinsey estime une création d’environ 40 000 emplois en 2030 et 150 000 emplois en 2050. Nous pouvons citer, par exemple, les initiatives très intéressantes et indispensables de la SNCF sur le développement rapide du « Train Hydrogène » qui devra permettre une forte décarbonation de notre réseau ferroviaire. Le Plan français sur l'hydrogène prend en compte la nécessité de soutenir également la R&D et de créer des Centres de formation d'excellence liés aux technologies de l'hydrogène. Enfin, elle favorise également l’émergence d’écosystèmes où peuvent se concentrer les applications et où on peut développer de nombreuses synergies afin d’atteindre plus rapidement des modèles économiques pérennes.

Néanmoins, si on voit bien apparaître une multiplication de lieux de production dans les territoires, ce qui est tout à fait pertinent pour une partie des applications, mais pour des quantités encore modestes, eu égard aux objectifs finaux, il manque peut-être une prise en compte d’une véritable stratégie de déploiement de la production pour de larges quantités et de réflexions plus stratégiques sur la politique de long terme à mettre en œuvre pour avoir un effet significatif sur les émissions de CO2. Il faut noter qu’il y a des initiatives, des projets qui montrent la voie, comme le projet de 1 GW PV + Hydrogène à Manosque. Mais au-delà, il manque une véritable réflexion sur l’optimum économique pour la production nationale, d’une part, et les importations éventuelles, associées à une « diplomatie » de l’hydrogène, les sources d’énergie que la France souhaite mettre en œuvre, entre nucléaire (existant, nouveau nucléaire, quand combien ?), les renouvelables (lesquelles, quelles limites, acceptation de giga projets), d'autre part. Y a-t-il une place pour le CCS, par exemple, pour les régions Nord de la France proches de l’écosystème très dynamique de la Mer du nord ? Autant de questions qu’il conviendrait d’instruire en mettant autour de la table les différents ministères concernés, y compris celui des Affaires étrangères.

La France a beaucoup d’atouts à utiliser :

  • Le fait d’avoir une façade à la fois vers le nord de l’Europe mais aussi sur la Méditerranée ; elle pourrait avoir une politique volontariste vers les pays du Maghreb pour y développer un partenariat hydrogène sans laisser la place à nos seuls amis allemands, comme c’est le cas actuellement. Le port de Fos-Marseille et sa zone industrielle, son hinterland jusqu’à Lyon, le port du Havre et la vallée de la Seine jusqu’à Paris sont au moins deux écosystèmes complémentaires de taille critique qu’il conviendrait de mobiliser et de booster pour en faire des hubs Hydrogène à dimension européenne, voire mondiale.
  • Elle sera au cœur des futurs squelettes d’infrastructure de transport d’hydrogène entre Méditerranée, Maghreb, Espagne, Portugal et le nord de l’Europe. Pourquoi ne pas lancer une initiative d’envergure Hydrogène Méditerranée ? À côté de celle en discussion entre la France et l’Allemagne ?
  • Le fait d’avoir un potentiel offshore important sur la façade Manche, Atlantique et au large du golfe du Lion. Ne faut-il pas accélérer et massifier les champs d’éoliennes offshore ?
  • Le fait de disposer d’une électricité décarbonée d’origine nucléaire. Ne faut-il pas utiliser de façon optimale le parc existant pour coproduire de l’hydrogène ? Et prolonger la durée de vie des centrales devant être déconnectées du réseau à cet effet pour justement monter en puissance plus rapidement avant que les énergies renouvelables prennent le relais ? Ne faut-il pas réfléchir sur la nature du nucléaire du futur (SMR, petits réacteurs) adapté à la production d’hydrogène dans un écosystème donné ?
  • Ne faut-il pas également se poser la question des importations? L’obsession de produire à tout prix 100% de l’hydrogène sur notre territoire ne correspond pas forcément à un optimum économique et sociétal pour le pays. En revanche, l’exportation des technologies hydrogène à haute valeur ajoutée est fortement créatrice de valeur économique et d’emplois.
  • Le fait d’avoir la deuxième façade maritime mondiale et des îles Outre-mer, terrain privilégié pour tester et développer en avance de phase des systèmes énergétiques durables.
  • Une R&D de premier plan qui permettra de préparer les générations suivantes de technologie, mais qu’il convient de renforcer.

Tous ces atouts sont à mettre au service d’une vision plus globale et surtout intégrant des dimensions court, moyen et long termes, mais aussi l’intégration européenne et méditerranéenne.

L’hydrogène n’est ni plus ni moins dangereux que d’autres carburants

Comme toute nouvelle technologie, l’aspect sécurité de l’utilisation de l’hydrogène est crucial pour son développement et son acceptation sociétale. Toutes les grandes compagnies automobiles ont procédé à des crash-tests normés dans toutes sortes de circonstances avec leur voiture pilote à hydrogène et avec des réservoirs remplis sous 700 bar d’hydrogène en les faisant s’écraser contre des murs en béton ou dans un incendie. Les voitures à hydrogène répondent aux dernières normes de sécurité. À titre d’exemple, l’ENSOP, Ecole nationale des officiers sapeurs pompiers, située à Aix a mis au point des procédures pour intervenir sur des situations accidentelles diverses impliquant des véhicules à hydrogène et est en train de former toutes les brigades de France. Ils sont convaincus que le risque de l’hydrogène lorsqu’il se diffusera dans le grand public est un risque maîtrisable, au même titre que les autres types de carburants. Un des raisons en faveur de la sécurité de l’hydrogène est que c’est un gaz très léger qui se dilue très vite dans l’atmosphère et les limites d’explosivité ne sont jamais atteintes. En revanche, le risque à adresser prioritairement est une fuite éventuelle en espace confiné, risque qui fait l’objet de développements et pour lequel les solutions technologiques et réglementaires existent.

Conclusion et perspectives

L’hydrogène va avoir une contribution significative à la décarbonation de la société, ce qui induira une demande massive, sans précédent, d’hydrogène propre, bien au-delà, à terme, de la quantité produite actuellement. C’est pourquoi nous plaidons pour un déploiement rapide de l’hydrogène décarboné au niveau mondial, en mettant en œuvre toutes les formes de production d’hydrogène décarboné (stratégie de l’hydrogène « arc en ciel »), décliné selon les spécificités du contexte local. Du fait de l’hétérogénéité de la répartition des ressources et énergies naturelles sur la terre, une partie importante de cet hydrogène et de ses dérivés fera l’objet d’un commerce international, conduisant à un changement de paradigme géostratégique et à une nouvelle répartition des richesses.

De nombreuses initiatives gouvernementales, associées à des plans ambitieux dans le cadre de plans de relance post-covid ont été lancées, ces derniers mois (France, Chine, Allemagne, Japon, Corée, Arabie Saoudite.). Une coopération internationale doit être renforcée pour articuler cette stratégie entre ses dimensions temporelles, géographiques et celle des sources d’énergies primaires, en n’en excluant aucune.

La France, quant à elle, a lancé un programme ambitieux de développement et déploiement des technologies hydrogène en privilégiant à juste titre les applications industrielles et la mobilité, et en appuyant la création d’une filière industrielle française, créatrice d’emplois. Un soutien public est tout à fait nécessaire, d'une part pour faire baisser les coûts par la massification de la production, et d’autre part, pour combler l’écart entre prix du marché et coût de l’hydrogène décarboné, encore trop cher.

La France dispose d’atouts majeurs dans la R&D, l’innovation et la mise en place d’une industrie performante et exportatrice. Nous ne pouvons que saluer l’initiative du Gouvernement français qui associe le monde industriel au monde académique avec la création de centres d’excellence de R&D et de formation aux technologies de l’hydrogène afin de préparer les technologies d’après-demain, notamment les voies alternatives à la production d’hydrogène par électrolyse, ou des vecteurs efficaces, porteurs d’hydrogène à grande distance.

La voie privilégiée pour la production est l’électrolyse, générant des besoins supplémentaires d’électricité décarbonée, surtout après 2030, dans un contexte où le gouvernement prévoit la fermeture d’un tiers du parc nucléaire en 2035, plus de 100 TWh en base vont disparaître. La France doit maintenant se poser la question de la source d’énergie productrice d’hydrogène en s’appuyant sur ses atouts comme le nucléaire existant et futur qu’il conviendra d’adapter à ce nouvel usage, en élaborant une vision et stratégie progressives sur cinquante ans pour la production d’hydrogène, en n’excluant aucune piste technologique ou géostratégique ni la question des importations et de la diplomatie en résultant, notamment au Maghreb. Un accent particulier devrait être mis sur une stratégie Hydrogène pour la Méditerranée dont la France pourrait tirer un bénéfice diplomatique et industriel, avec pour ambition de devenir la porte sud d’un écosystème européen. Cela nécessite de développer une vue plus « holistique » sur la stratégie énergétique française, la production et le transport de l’hydrogène sur le long terme, entre 2030 et 2050.

Renseignements : paul.lucchese(at)cea.fr



 

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