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"Depuis 2018, le soutien à la filière hydrogène en France a permis de clarifier les différentes technologies distinguées par une dizaine de couleurs, et d’exposer les interrogations, promesses et critiques d’une économie de l’hydrogène" par Jacques Hallard

jeudi 4 janvier 2024, par Hallard Jacques

ISIAS Energies Transitions Hydrogène Partie 1

Depuis 2018, le soutien à la filière hydrogène en France a permis de clarifier les différentes technologies distinguées par une dizaine de couleurs, et d’exposer les interrogations, promesses et critiques d’une économie de l’hydrogène

Série Energies Transitions Hydrogène

Jacques Hallard , Ingénieur CNAM, site ISIAS – 02/01/2024

Plan du document : Préambule Introduction Sommaire Auteur

Quels sont les différents types d’hydrogène ?

Source : https://www.neozone.org/innovation/quels-sont-les-differences-entre-lhydrogene-gris-bleu-vert-et-jaune/ - Voir les explications dans ce dossier

Préambule

Tout d’abord se repérer avec le sujet de l’hydrogène qui nous en fait voir de toutes les couleurs !

Entrée en matière

« En général, l’hydrogène étant un gaz très peu dense, il doit être comprimé ou liquéfié, ce qui nécessite le recours à une quantité importante d’énergie qui, elle, peut ne pas être aussi propre. Par ailleurs, si l’hydrogène est abondant, il est rarement présent à l’état pur dans la nature… »

« L’hydrogène serait un vecteur d’énergie propre, d’autant plus si sa méthode de production est décarbonée. L’hydrogène peut en effet être produit à partir de plusieurs sources : des énergies fossiles (gaz naturel, charbon…) mais aussi des sources renouvelables (électricité et eau, biométhane…) »

« Hydrogène bleu, gris, jaune et vert [ou blanc !) : quelle différence ? - L’hydrogène est souvent assimilé à une couleur, qui dépend de la façon dont il est produit ... »

« L’hydrogène est parfois présenté comme l’énergie propre de demain. Et l’Agence internationale de l’énergie l’a assuré en 2019 : il doit jouer un rôle clé dans la transition énergétique. Associé à une pile à combustible, il apparaît en effet sans émission locale de CO2. Mais le bilan de son utilisation n’est pas aussi simple…. – Source ‘Futura Sciences’

« L’hydrogène, trop gourmand en énergie pour être écologique. Mais la gravité et l’urgence de la situation nous obligent. Reporterre, média à but non lucratif, publie au quotidien des articles sur l’écologie, en accès libre et sans pub. Le média vit uniquement grâce aux dons de lecteurs comme vous ». 1er février 2021

« Début 2023, nous avons mis en évidence 5 tendances qui, selon nous, façonneraient le secteur de l’hydrogène : Dans cette mise à jour de mi-année, nous nous penchons sur ces tendances clés de l’hydrogène et fournissons une mise à jour sur la façon dont elles se déroulent et façonnent la transition énergétique mondiale ». 12 juillet 2023 – Source ‘hydrogencouncil.com/fr’

Définition technologique des différentes formes d’hydrogène - L’hydrogène qui était jusqu’ici appelé « vert » est désormais appelé « renouvelable », l’hydrogène « gris » devient « fossile », et enfin, les hydrogènes « bleu » et « jaune » sont regroupés sous l’appellation « bas-carbone ».

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/8/84/Couleurs_de_l%27hydrog%C3%A8ne_-_Cheng_et_Lee.png/660px-Couleurs_de_l%27hydrog%C3%A8ne_-_Cheng_et_Lee.png

Source : https://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89conomie_hydrog%C3%A8ne - Voir les détails dans ce dossier

Bleu, vert, gris : les couleurs de l’hydrogène - mars 12, 2021 Aurore Richel

http://www.chem4us.be/wp-content/uploads/2021/03/Diapositive1-3.jpeg

Article à lire sur ce site : http://www.chem4us.be/energie/h2/

L’hydrogène dit « bleu » rassemble divers modes de production d’hydrogène à partir de gaz naturel avec l’intégration d’une capture, plus ou moins partielle, du CO2 émis sur site, puis d’un stockage ou, dans certaines définitions, d’une valorisation de ce CO2

Hydrogène bleuhttps://www.orygeen.eu/docs-actus/glossaire/hydrogene-bleu/

Hydrogène gris : l’hydrogène produit à partir d’hydrocarbures. L’hydrogène est dit gris lorsqu’il est fabriqué à partir de gaz naturel suivant un procédé de vaporeformage. Ce dernier permet de séparer les atomes d’hydrogène de celles de carbone auxquelles elles sont liées en présence de vapeur d’eau et de chaleur.

https://www.orygeen.eu/wp-content/uploads/2021/12/Schemas-H2-gris-300x200.png https://www.orygeen.eu/docs-actus/glossaire/hydrogene-gris/

L’hydrogène gris est un dihydrogène (H2) produit à partir d’hydrocarbures, c’est-à-dire d’énergies fossiles : gaz naturel, pétrole et charbon. Les différents procédés utilisés pour cela sont détaillés plus bas dans cet article. 21 février 2023

L’hydrogène vert est le dihydrogène produit, au sens large, de manière décarbonée, sans libération significative de gaz à effet de serre ; au sens restreint, par électrolyse de l’eau, à partir d’une source d’énergie renouvelable, ou d’une source bas carbone, selon les définitions. Wikipédia

L’hydrogène vert, produit principalement par électrolyse de l’eau à partir d’électricité renouvelable, représente un des leviers d’avenir pour accélérer la transition vers la neutralité carbone : développement de la mobilité verte, décarbonation des usages massifs industriels d’hydrogène (engrais, raffinerie, chimie…), ...

L’hydrogène vert rebat les cartes de la géopolitique mondiale de l’énergie – Par Par Marjorie Cessac – ‘Le Monde’ article réservé aux abonnés – 17/12/2023 – « La course aux échanges mondiaux de cette molécule produite par électrolyse de l’eau grâce à des énergies renouvelables est lancée dans un monde où l’enjeu de décarbonation des économies, et particulièrement de l’industrie allemande, devient crucial… » - Source

Hydrogène blanc - L’hydrogène natif, également appelé hydrogène naturel, est le dihydrogène présent dans la nature, par opposition au dihydrogène produit au laboratoire ou dans l’industrie. Wikipédia

hydrogene-blanc-gisement-france-scientifiquesin L’hydrogène blanc est une source d’énergie primaire – « Un gigantesque gisement d’hydrogène blanc a été découvert en Moselle par deux scientifiques. Cette trouvaille pourrait non seulement grandement impacter le marché énergétique, mais aussi propulser la France en leader de l’énergie propre… » - Source : https://lenergeek.com/2023/12/14/hydrogene-blanc-gisement-france-scientifiques/

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Introduction

Ce dossier - réalisé à des fins didactiques - commence avec une rétrospective qui replace les initiatives politiques prises en France depuis 2018 pour construire une filière de l’hydrogène en France, notamment à partir des tentatives du ministre Nicolas Hulot…

Les articles suivants ont été choisis pour apporter les définitions indispensables sur les différentes technologies utilisables – avec leurs avantages et leurs inconvénients - , qui sont désignées par une palette d’une dizaine de couleurs : : vert, bleu, gris, jaune, blanc, brun, rose, noir, turquoise…

Le dossier ‘ifpenergiesnouvelles.fr’ complète les informations afin de « Tout savoir sur l’hydrogène » et grâce à l’article de Wikipédia, on peut prendre connaissance d’une nouvelle économie de l’hydrogène qui s’est dessinée dans le monde au cours des dernières années …

Puis un document d’Atlantico Green s’efforce de répondre à cette question : « Faut-il croire aux promesses de l’hydrogène, cette vaste source d’énergie propre enfouie profondément sous terre ? »

La stratégie française concernant les développements technologiques de l’hydrogène, a été exposée avec la nouvelle feuille de route gouvernementale … et le monde des finances s’en empare avec la publication de conseils pour « 3 actions à détenir avant 2024 » … à l’intention des investisseurs dits indépendants, voire des spéculateurs en herbe sur ce nouveau secteur de l’économie de l’hydrogène …

Pour finir, est rapportée nouvelle publication UBFC émanant de l’organisation ‘The Conversation France’ qui développe « Comment l’hydrogène peut contribuer à l’autonomie énergétique des îles… en produisant du froid » ….

Les documents repris pour la Partie 1 de la Série Energies Transitions Hydrogène sont indiqués avec leurs accès dans le sommaire ci-après.

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Sommaire

Gris, jaune, vert… quelle couleur pour l’hydrogène ? - Mis à jour le 25 octobre 2021
Quelles sont les différences entre l’hydrogène gris, bleu, vert et jaune ? - Nathalie Kleczinski – (Envoyer un courriel) - 16 janvier 2023 - Dernière mise à jour : 16 janvier 2023 – Document ‘neozone.org’
Tout savoir sur les couleurs de l’hydrogène : vert, bleu, gris, jaune, blanc, brun, rose, noir, turquoise - Hugo LARA et La rédaction - 18 Novembre 2023 – Document ‘revolution-energetique.com’
Hydrogène blanc ou natif : définition, sources et enjeux - Dernière modification le 31 Octobre 2023 – Document ‘youmatter.world’
Hydrogène blanc ou natif : définition, sources et enjeux - Dernière modification le 14 Novembre 2023 (Reprise) – Document ‘youmatter.world/fr’
Tout savoir sur l’hydrogène – Dossier ‘ifpenergiesnouvelles.fr’
Découvrir l’Économie hydrogène avec Wikipédia
Atlantico Green - Faut-il croire aux promesses de l’hydrogène, cette vaste source d’énergie propre enfouie profondément sous terre ? – Par Damien Ernst – Document ‘Atlantico’ – 17/12/2023
Stratégie hydrogène : la France détaille sa nouvelle feuille de route - 19.12.2023 11:00 – Par Michaël TORREGROSSA – Document ‘h2-mobile.fr’
Finances – Conseils - Hydrogène : 3 actions à détenir avant 2024 – Communiqué du ‘club-des-investisseurs-independants.com’
Comment l’hydrogène peut contribuer à l’autonomie énergétique des îles… en produisant du froid - Nouvelle publication UBFC dans ‘The Conversation France’
Compléments d’informations vivantes sur l’hydrogène à écouter – le cas échéant – à partir d’une série de vidéos ‘Mobility.rv’

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- Rétrospective - Nicolas Hulot veut faire de la France la championne de l’hydrogène - Par Aurélia Payelle le 01.06.2018 à 18h11 – Document ‘Sciences & Avenir
  Le ministre de la Transition écologique et solidaire Nicolas Hulot a présenté vendredi 1 juin 2018 son plan de soutien à la filière hydrogène. Il a notamment souhaité que d’ici 2023 10% de l’hydrogène utilisé en France devra être produit par de l’électricité de sources renouvelables.

Photo - Pour Nicolas Hulot, l’hydrogène jouera un rôle important dans la transition énergétique. AFP - Francois GUILLOT

’Il faut faire de la France le leader mondial de l’hydrogène’ assène Nicolas Hulot. Lors de la présentation de son plan vendredi 1er juin 2018 au ministère de la Transition écologique et solidaire, rue de Grenelle à Paris, l’ancien animateur de télé explique que “compte tenu de la baisse spectaculaire des prix des énergies renouvelables, il devient enfin possible de produire des quantités importantes d’hydrogène à bas coût”. L’utilisation d’hydrogène en France représente actuellement 1 million de tonnes par an contre 61 millions de tonnes dans le monde. “L’hydrogène est aujourd’hui la seule technologie qui permet de stocker massivement et sur de longues périodes (semaines, mois) l’électricité produite à partir d’énergies renouvelables intermittentes. C’est donc un élément clef de la stabilité du mix électrique de demain”, explique le ministère dans un rapport détaillant le plan.

Verdir la production d’hydrogène

Nicolas Hulot assure que l’industrie est aujourd’hui le secteur où l’hydrogène est le plus utilisé. Or le mode de production, dans ce secteur, est très fortement émetteur de gaz à effet de serre. Cela représente ainsi 13 tonnes de CO2 par tonne produite de molécules d’hydrogène, soit une émission de 11 millions de tonnes de dioxyde de carbone par an. Pour le ministre, il est donc essentiel de verdir les technologies de production d’hydrogène. Nicolas Hulot souhaite en conséquence développer le procédé d’électrolyse, à partir d’électricité n’émettant pas de CO2, telles que les énergies renouvelables.

100 millions d’euros seront mobilisés, dès 2019, pour mener à bien ce plan. Ce financement sera piloté par l’Ademe, l’agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie. Mais Jean-Bernard Lévy, PDG d’EDF, présent lors de l’annonce du plan hydrogène, n’a pas manqué de rappeler à Nicolas Hulot l’importance du nucléaire pour la production d’hydrogène décarboné !

Devant Nicolas Hulot Jean Bernard Lévy de EDF milite pour faire de l’hydrogène décarboné grâce... au nucléaire. pic.twitter.com/g85KNcUHLU - Olivier Hertel (@OlivierHertel) 1 juin 2018

Le ministre a aussi annoncé que d’ici 2023, 10% de l’hydrogène utilisé en France devra être issu d’électricité de sources renouvelables comme l’éolien, le solaire ou l’hydraulique. L’objectif étant de passer, d’ici 2028, à une part situé entre 20% et 40%. Il souhaite également expérimenter, le plus vite possible, dans les territoires isolés, le procédé d’électrolyse.

Des transports plus propres grâce à l’hydrogène

Autre grand axe de ce plan hydrogène : la mobilité. Ainsi, selon le ministère de la Transition écologique et solidaire, “l’hydrogène est une des solutions clés pour développer des mobilités propres”. Le plan fixe comme objectif de déployer une flotte professionnelle de 5.000 véhicules utilitaires légers, 200 véhicules lourds type bus, camion ou TER, ainsi que la construction de 100 stations, alimentées en hydrogène produit localement à l’horizon 2023.

Pour 2028, l’objectif est d’atteindre les 20.000 à 50.000 véhicules utilitaires légers, 800 à 2.000 véhicules lourds et de 400 à 1.000 stations. Le train est aussi dans le viseur, Nicolas Hulot rappelant que l’Allemagne expérimente en ce moment même des trains à hydrogène fabriqués par Alstom. ’Avec Elisabeth Borne, nous sommes convaincus que ces trains ont également vocation à circuler sur les lignes françaises”, déclare le ministre d’Etat.

L’hydrogène dans la voiture

Dans le domaine de l’automobile, l’hydrogène pourrait favoriser le développement des voitures électriques. Ces véhicules déjà commercialisés par Toyota et Hyundai disposent d’une pile à combustible où se combine l’hydrogène contenu dans le réservoir et l’oxygène de l’air. La réaction génère de l’électricité qui alimente le moteur électrique et rejette de l’eau dans l’atmosphère. A la différence des voitures électriques à batteries, le plein d’énergie est très rapide. Il ne faut en effet que quelques minutes pour remplir le réservoir contre plusieurs heures pour charger une batterie. Par contre, le coût d’un plein d’hydrogène est aujourd’hui sensiblement équivalent à celui d’un plein d’essence sans plomb.

Hydrogène EDF Alstom Ademe Pile à combustible

1 réaction : MaxGJ 04.06.2018 à 17h47

Ce pauvre ministre ne sait vraiment pas quoi faire de ses éoliennes et autres panneaux solaires. Avec ce qu’ils produisent il n’y a pas grand-chose à stocker, et compte tenu du mauvais rendement de l’électrolyse conventionnelle, ce n’est pas avec ça qu’il va décarboner la production d’hydrogène. Comme le lui a dit un responsable d’EDF, c’est avec du nucléaire qu’il faut faire cela. Quand je vois qu’en Allemagne on expérimente des trains à hydrogène, je me dis que là on a vraiment touché le fond. Les trains sont électriques. Pourquoi transformer l’électricité en hydrogène (avec des pertes) au lieu de continuer à les faire marcher directement à l’électricité ? Quant à la voiture particulière à hydrogène, on n’en fait quasiment plus, c’est beaucoup trop dangereux d’embarquer un réservoir d’hydrogène. A la moindre fuite, voir le Hidenburg. C’est valable pour des véhicules de transport en commun stockés et vérifiés tous les soirs, mais là encore, autant les faire marcher à l’électricité. Suite à la pression des anti-nucléaires (certainement pas écologistes) on a déjà gaspillé plus de 120 milliards d’euros dans ces inutilités sans réduire d’un gramme les émissions de CO2, au contraire. Maintenant, on se creuse la tête pour leur trouver un usage. C’est pitoyable.

Source : https://www.sciencesetavenir.fr/politique/nicolas-hulot-veut-faire-de-la-france-la-championne-de-l-hydrogene_124591

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- Plan hydrogène les étranges choix de Nicolas Hulot - Liberté scientifique - Publié le 2 Juin 2018 – Document ‘atlantico.fr’
  Image : http://www.atlantico.fr/sites/atlantico.fr/files/styles/une/public/images/2018/06/000_15h1no.jpg

Plan hydrogène : les étranges choix de Nicolas Hulot Crédit LUDOVIC MARIN / AFP

Image : http://www.atlantico.fr/sites/atlantico.fr/files/styles/page-profil/public/fiches/2016/04/photo_llfp_dr.jpg?itok=vMBNObPp

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Loïk Le Floch-Prigent est ancien dirigeant d’Elf-Aquitaine et Gaz de France, et spécialiste des questions d’énergie. Ingénieur à l’Institut polytechnique de Grenoble, puis directeur de cabinet du ministre de l’Industrie Pierre Dreyfus (1981-1982), il devient successivement PDG de Rhône-Poulenc (1982-1986), d’Elf Aquitaine (1989-1993), de Gaz de France (1993-1996), puis de la SNCF avant de se reconvertir en consultant international spécialisé dans les questions d’énergie (1997-2003). Son nom est apparu dans l’affaire Elf en 2003. Il est l’auteur de La bataille de l’industrie aux éditions Jacques-Marie Laffont. En 2017, il a publié Carnets de route d’un africain. Voir la bio en entier

Comment ne pas être désarmé par l’idéologie verte ? On voudrait applaudir à des vues ambitieuses et des programmes mobilisateurs, et l’on se retrouve avec des annonces de dépenses publiques de cent millions d’euro pour favoriser l’hydrogène « vert ».

L’hydrogène est clairement une alternative pour dépolluer les villes sans passer par la généralisation des véhicules électriques. Les patrons de l’automobile mondiaux suivent avec attention le comportement des consommateurs pour savoir s’ils vont investir lourdement dans la génération actuelle de véhicules électriques ou s’ils vont attendre une seconde génération moins gourmande en lithium et cobalt ou une économie du moteur à hydrogène ou de la pile à combustible à hydrogène. Tous dépensent des centaines de millions à étudier les alternatives et il ne faut pas se tromper car les investissements de production sont lourds et peuvent « tuer « les entreprises qui les auraient réalisés imprudemment.

D’un côté, des batteries dont le prix est incertain et le recyclage complexe, de l’autre un combustible très réactif qui doit être manié avec précaution (stockage et remplissage). L’idée d’utiliser ce combustible universellement avait germé lors des chocs pétroliers de 1973 pour conserver notre indépendance, avec les centrales nucléaires effectuant l’électrolyse de l’eau et fournissant ainsi hydrogène… et oxygène. Ce n’est pas 100 millions d’euro qui ont été dépensés à cette époque mais bien plus, et il y a donc dans les cartons quantités de programmes potentiels en la matière.

Cependant, l’histoire a tourné en sens inverse, le pétrole n’a pas augmenté autant que prévu alors que la fourniture d’électricité a plutôt augmenté ses prix. Pendant une longue période devant nous, le prix de l’hydrogène par électrolyse sera plus élevé que celui de l’hydrogène issu des raffineries de pétrole ! C’est la raison essentielle du maintien des combustibles fossiles (gazole et essence) dans nos véhicules.

Maintenant, le problème de pollution des villes peut, dans les pays riches, changer la donne, et l’hydrogène peut devenir un combustible « propre » que nos agglomérations polluées attendent, mais cela nécessite un changement radical, et les pays les moins démocratiques seront les mieux adaptés à cette évolution. Seule la coercition peut conduire à la modification complète de réseaux. La Chine fait cet effort sur le véhicule électrique, il n’est pas question de savoir si elle est en avance ou en retard, mais ce qu’elle réalise, aucun pays occidental n’est capable de le faire aujourd’hui.

Mais ce qui est sûr, c’est que le problème de l’hydrogène vert, c’est-à-dire issu d’énergie renouvelable produisant de l’électricité puis fournissant de l’hydrogène par électrolyse n’est qu’anecdotique. Tous les rendements successifs sont affreux et conduisent à un prix de la ’verdeur’ inacceptable pour une économie libérale. L’électricité de l’énergie éolienne ou solaire est encore hors de prix en France, si l’on rajoute l’électrolyse là-dessus, on marche sur la tête. En ce qui concerne l’hydraulique, si on veut s’y intéresser, il faut d’abord la retirer des mains des américains de General Electric qui n’en font rien et considérer que c’est une énergie pilotable qui n’a pas besoin d’être stockée en hydrogène puisqu’elle est déjà stockée en réservoirs d’eau !

Mots-clés : Nicolas Hulot | hydrogène - Economie | France

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- Rappel - Plan de relance : un ’pari’ à 7 milliards d’euros pour construire une filière de l’hydrogène en France - Publié le 8 septembre 2020 par Emilie Zapalski, pour Localtis France
  Plan de relance, Energie, Développement économique, Transport mobilité durable, Emploi

Le gouvernement a lancé son grand plan pour l’hydrogène : 7 milliards d’euros d’ici à 2030, dont 2,4 milliards entre 2020 et 2023, pour construire une filière française de l’hydrogène décarboné de portée internationale. Le plan prévoit de développer les capacités de production de la France, favoriser le développement d’une mobilité lourde à hydrogène (camions, bennes à ordure, bus…) et soutenir la recherche et l’innovation dans ce domaine. Objectif : générer entre 50.000 et 150.000 emplois directs et indirects.

HydrogènePhoto - © @BrunoLeMaire/ Bruno Le Maire et Barbara Pompili

’C’est un énorme coup d’accélérateur avec un objectif simple : construire une filière française de l’hydrogène décarboné de portée internationale, avec à la clé une économie de 6 millions de tonnes de CO2 par an dès 2030, soit l’équivalent des émissions annuelles de la ville de Paris.’ C’est avec enthousiasme que Barbara Pompili, ministre de la Transition écologique, a présenté ce 8 septembre le plan gouvernemental pour développer la filière hydrogène en France dans le cadre d’une matinée d’échanges organisée par l’Afhypac, qui fédère les acteurs de la filière française de l’hydrogène.
Le potentiel de la filière est important. En 2019, environ 70 millions de tonnes ont été produits dans le monde, dont près d’un million de tonnes utilisé en France. Les usages sont nombreux, en matière industrielle (fourniture d’une énergie décarbonée), dans le domaine de la mobilité (décarbonation des transports, notamment les plus lourds comme les camions, bus, trains voire les avions), et comme mode de stockage de l’énergie.

Mais actuellement la très grande majorité (96%) des tonnes d’hydrogène produites le sont à partir d’énergies fossiles (essentiellement du gaz naturel), via le vapéroformage, un procédé qui rejette du CO2, et la question du rendement de l’hydrogène est encore compliquée, la production par l’électrolyse de l’eau et sa retransformation en électricité étant deux étapes au cours desquelles une partie de l’énergie (60%) est perdue. L’idée d’un plan d’une telle envergure est à la fois de favoriser la production d’un ’hydrogène vert’ (produit en utilisant de l’eau et de l’électricité) et d’atteindre une échelle permettant d’obtenir une massification de cette technologie et une baisse des prix de production.

6,5 GW d’hydrogène par électrolyse d’ici à 2030

Le chantier est doté de 7,2 milliards d’euros, intégrés dans le plan de relance de 100 milliards (dont 30 milliards pour la transition écologique), présenté ce 3 septembre. Il se décompose en trois grands objectifs, dont le premier consiste à augmenter les capacités de production d’hydrogène décarboné, pour atteindre 6,5 GW par électrolyse d’ici à 2030, développer les mobilités, et construire une filière industrielle créatrice d’emplois, pour générer entre 50.000 et 150.000 emplois directs et indirects en France.

Au sein de ce plan, la décarbonation de l’industrie, absorbera 54% des 3,4 milliards d’euros alloués sur la période 2020-2023. Des outils seront mis en place pour développer des projets de grande capacité et passer à l’échelle industrielle permettant d’atteindre la rentabilité. Exemple : la construction d’un projet important d’intérêt européen commun sur l’hydrogène, à l’image du projet européen sur les batteries. La France va recevoir une dotation financière exceptionnelle de 1,5 milliard d’euros pour cette action mise en œuvre dès 2021. Il s’agira aussi de fiabiliser la production par électrolyse, d’adapter et développer les procédés industriels et de soutenir ces solutions tant que le prix de l’hydrogène n’est pas compétitif par rapport aux solutions carbonées. À l’heure actuelle, le prix de l’hydrogène produit par électrolyse s’élève autour de 4 à 9 euros le kg, contre 1 à 2 euros pour l’hydrogène classique.

Mutualiser la demande dans le secteur industriel et dans la mobilité

Le plan est également destiné à développer une mobilité lourde à l’hydrogène décarboné. Car l’hydrogène est particulièrement adapté aux besoins des flottes captives parcourant de longues distances à flux tendus (véhicules utilitaires légers, poids lourds, bus, bennes à ordures ménagères, trains régionaux ou inter-régionaux en zone non électrifiée). Sans oublier le grand projet d’avion à hydrogène dont l’entrée en service est fixée par le gouvernement au cours de la décennie 2030.

La stratégie doit permettre de produire des véhicules fiables, de disposer d’équipements performants et évolutifs et de compétences pour produire et entretenir. Dans ce domaine, un appel à projets ’Briques technologique et démonstrateurs’ va être lancé par l’ADEME dès le mois de septembre pour développer ou améliorer les composants et systèmes liés à la production et au transport d’hydrogène et à ses usages (applications de transport, fourniture d’énergie). L’appel à projets, doté de 350 millions d’euros jusqu’en 2023 pourra aussi soutenir des projets de démonstrateurs.

Les projets territoriaux, qui commencent à se développer (voir notre article du 30 juin 2020), vont être aussi favorisés. L’idée étant de développer la mutualisation de la demande dans le secteur industriel et dans celui de la mobilité, à l’échelle des territoires. L’appel à projets ’Hub territoriaux d’hydrogène’, lancé prochainement par l’Ademe et doté de 275 millions d’euros d’ici 2023, devra favoriser le déploiement, par des consortiums réunissant des collectivités et des industriels fournisseurs de solutions, d’écosystèmes territoriaux de grande envergure regroupant différents usages. Objectif : favoriser les économies d’échelle. Les territoires d’industrie, mobilisés sur le sujet, ont fait part, par la voix de l’Afhypac, de leurs besoins d’un relais de leurs initiatives à un niveau plus large, interrégional, national et européen, pour obtenir le bon effet de volume.

Mobiliser 50% des montants d’ici 2023

Enfin, le plan cible la recherche, l’innovation et le développement de compétences. Un programme prioritaire de recherche ’Applications de l’hydrogène’, opéré par l’Agence nationale de la rechercher (ANR) et lancé d’ici la fin de l’année, doit ainsi permettre de soutenir la recherche en amont et de préparer la future génération des technologies de l’hydrogène (piles, réservoirs, matériaux, électrolyseurs…). Il sera doté de 65 millions d’euros. Dès 2021, le plan prévoit aussi une dotation de 30 millions d’euros pour accompagner le développement de campus des métiers et des qualifications rassemblant, dans la même organisation ou sur le même site, lycées d’enseignement technologique et professionnel, universités et grandes écoles d’ingénieurs. L’enjeu est de former des spécialistes de l’hydrogène à tous les niveaux, qu’il s’agisse de techniciens qui interviendront sur les véhicules, de responsables qualité-sécurité-environnement, de pompiers, d’ingénieurs ou de chercheurs.

Pour suivre la mise en œuvre du plan, un comité national de l’hydrogène sera mis en place, présidé par Bruno Le Maire et composé de l’ensemble des industriels. ’Il devra suivre l’état d’avancement des investissements, s’assurer de la réalisation industrielle, s’assurer de la formation et de la qualification des salariés et garantir la création d’emploi sur notre territoire”, a détaillé le ministre de l’Économie, des Finances et de la Relance.
Le gouvernement veut aller vite. ’Nous avons annoncé sur la période 2020-2030 une enveloppe de 7 milliards d’euros. Nous envisageons d’être en capacité de mobiliser 50% de ces montants d’ici 2023, a précisé Karine Vernier, directrice du programme Energie et économie circulaire au secrétariat général pour l’investissement. Cela va démarrer vite et de manière très dynamique. Dès la fin du mois il y aura des premières réalisations, sorties, appels à l’industrie publiés.’

Plan de relance : le verdissement comme fil rouge - Publié le 3 septembre 2020 mis à jour le 4 septembre 2020 par Anne Lenormand / Localtis France - Environnement, Energie, Transport mobilité durable,Développement économique, COVID-19

Source : https://www.banquedesterritoires.fr/plan-de-relance-un-pari-7-milliards-deuros-pour-construire-une-filiere-de-lhydrogene-en-france

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1.
Gris, jaune, vert… quelle couleur pour l’hydrogène ? - Mis à jour le 25 octobre 2021 | Commissariat général au développement durable - Document officiel ‘notre-environnement.gouv.fr’ Économie L’énergie

D’ici 2030, la France prévoit d’investir 7 milliards d’euros dans le développement de l’hydrogène… mais pas n’importe lequel : il devra être décarboné voire renouvelable.

L’hydrogène apparaît de plus en plus comme une alternative prometteuse dans plusieurs secteurs, depuis la mobilité (véhicule « zéro émission » équipé d’une pile à combustible) jusqu’au stockage d’énergie pour compenser la fluctuation des énergies renouvelables. Mais plusieurs contraintes pèsent encore sur son développement, à commencer par son mode de production.

Il y a plusieurs façons de produire de l’hydrogène : à base de charbon, de gaz naturel ou encore d’eau. Chaque méthode de production est associée à une couleur selon son impact environnemental : produit à partir de charbon, dit « noir » ou « marron », il est très polluant ; s’il est produit à base de gaz naturel, on le qualifie de « gris » car il est également émetteur de gaz à effet de serre, mais il peut être bleu si le dioxyde de carbone émis lors de sa production est stocké et réutilisé.

L’hydrogène peut être aussi produit grâce à l’électrolyse de l’eau. Si l’électricité utilisée pour alimenter l’électrolyseur provient du nucléaire, l’hydrogène est dit « jaune », ou bas carbone. Si elle est d’origine solaire, éolienne ou hydroélectrique, c’est de l’hydrogène « vert » ou renouvelable.

L’État français a annoncé en décembre 2020 sa stratégie nationale de développement de l’hydrogène basée sur trois priorités : la décarbonation de l’industrie, le développement des mobilités lourdes à l’hydrogène et le soutien à la recherche. Pour soutenir ces priorités, l’objectif est d’installer 6,5 GW d’électrolyseurs d’ici 2030 pour développer la production d’hydrogène bas carbone et renouvelable.

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Les dernières ressources :

L’hydrogène et ses avantages - Article sur la stratégie nationale de développement de l’hydrogène – Ministère de la transition écologique – Février 2021

Le déploiement de l’hydrogène - Dossier de synthèse sur l’hydrogène- Ifpen – Juillet 2021

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Source : https://www.notre-environnement.gouv.fr/actualites/breves/article/gris-jaune-vert-quelle-couleur-pour-l-hydrogene

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2.
Quelles sont les différences entre l’hydrogène gris, bleu, vert et jaune ? - Nathalie Kleczinski – (Envoyer un courriel)- 16 janvier 2023 - Dernière mise à jour : 16 janvier 2023 – Document ‘neozone.org’

L’hydrogène devrait progressivement remplacer les carburants fossiles, mais pour cela, il va falloir que les autorités aident à sa production et à son développement.

L’hydrogène, un acteur majeur de la transition énergétique

L’hydrogène, un acteur majeur de la transition énergétique. Photo d’illustration non contractuelle. Crédit : Shutterstock

Il est impossible de le voir ni même de le toucher, pourtant il est présent dans nos vies et dans de nombreux domaines. Lui, c’est l’hydrogène, un élément électropositif, fréquemment ionisé à l’état H+ ou H3O+. L’hydrogène est l’élément le plus abondant de l’Univers : 75 % en masse et 92 % en nombre d’atomes. Il est présent en grande quantité dans les étoiles et les planètes gazeuses comme on peut le lire sur la page Wikipédia consacrée à l’hydrogène. Son potentiel fait qu’il est un acteur majeur de la transition énergétique et de la décarbonation de la planète. L’hydrogène est au centre des attentions des scientifiques du monde entier. Mais, qu’est-ce que l’hydrogène ? Et pourquoi est-il si important pour notre avenir ? On va tout vous expliquer !

Pourquoi l’hydrogène est-il si crucial pour l’avenir ?

L’hydrogène est essentiel, car s’il était utilisé à grande échelle, et notamment dans la fabrication de carburant, il pourrait être un élément majeur de la décarbonisation du système énergétique mondial. Si le solaire, l’éolien ou encore les centrales hydroélectriques permettent de fournir de l’énergie renouvelable, l’hydrogène pourrait remplacer les carburants. Si l’on se projette en 2050, date pressentie pour les « émissions nettes nulles », les carburants à base d’hydrogène pourraient éviter les émissions de 60 gigatonnes d’émissions de CO₂, soit l’équivalent de 6 % du total des réductions d’émissions cumulées, selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE).

Vers une production d’hydrogène vert respectueuse de l’environnement. Photo d’illustration non contractuelle. Crédit : Shutterstock

Quelles sont les utilisations possibles de l’hydrogène ?

Depuis longtemps déjà, les scientifiques du monde entier travaillent sur les énergies renouvelables. Mais la course à l’élimination des énergies fossiles bat son plein. Selon l’AIE, le monde s’apprête à ajouter autant d’énergie renouvelable durant les cinq prochaines années qu’il l’a fait lors des vingt dernières.

L’hydrogène sera donc le complément parfait aux autres énergies renouvelables. Il devrait venir en complément du solaire, de l’éolien ou d’autres énergies renouvelables.

En outre, il pourrait permettre à certains pays de se défaire de leur dépendance énergétique en produisant de l’électricité quand le besoin se fait sentir. Aujourd’hui, ce sont les industries chimiques et de raffinage qui utilisent en majorité de l’hydrogène. Toutefois, en 47 ans, la demande de ces industriels à triplé.

Le fait que l’hydrogène puisse être utilisé comme carburant pour les voitures, motos ou en avion, pourrait entraîner une demande exponentielle dans le monde entier. L’hydrogène devrait également permettre la décarbonisation de secteurs comme le transport maritime ou ferroviaire. La première flotte de trains alimentés par des piles à hydrogène a déjà commencé à fonctionner en Allemagne. En effet, l’exemple du Coradia Ilint, le train à hydrogène d’Alstom en est une preuve concrète.

Pour le transport maritime, et notamment celui des porte-conteneurs, plusieurs acteurs manifestent déjà leur intérêt pour l’hydrogène. Actuellement, plus de cent projets pilotes et de démonstration utilisant l’hydrogène ou ses dérivés pour alimenter les navires sont en cours.

En 2021, la demande mondiale d’hydrogène a augmenté de 5 %, dans le monde entier, preuve que la passion est grandissante.

Quels sont les différents types d’hydrogène ?

Vous entendrez peut-être parler d’hydrogène vert, gris ou bleu, bien qu’il s’agisse du même gaz incolore, chaque couleur représente une méthode de production différente et possède son empreinte unique en termes d’émissions.

Quels sont les différents types d’hydrogène ?

Illustration - Quels sont les différents types d’hydrogène ? Photo d’illustration non contractuelle. Crédit : Shutterstock

L’hydrogène gris est produit grâce à la combustion du gaz naturel. Il est donc émetteur de CO₂ dans l’atmosphère.
L’hydrogène bleu possède une faible teneur en carbone. Il est produit grâce à la combustion de gaz naturel pour le reformage du méthane à la vapeur. De plus, il est associé à ce que l’on appelle une technologie de captage et de stockage du carbone. Ainsi, la plupart des émissions de CO₂ sont stockées sous terre en toute sécurité et non pas rejetées dans l’atmosphère.
L’hydrogène vert, enfin, est celui dont nous parlons le plus. Il est produit grâce à un électrolyseur alimenté par une énergie renouvelable. Il est produit à partir d’une source d’énergie renouvelable ou nucléaire, notamment grâce à l’électrolyse de l’eau.
L’hydrogène jaune est un terme utilisé pour décrire l’hydrogène produit par électrolyse de l’eau qui utilise de l’électricité provenant de sources renouvelables et non renouvelables. De plus, il est également utilisé pour décrire l’hydrogène produit uniquement à partir d’énergie solaire qui prend une couleur jaune.
Sachez qu’il n’existe pas encore de consensus mondial quant à la production de l’hydrogène et, de ce fait, aucune limite d’intensité de carbone spécifique pour l’hydrogène renouvelable et à faible teneur en carbone. Aujourd’hui, la majorité de l’hydrogène est produite à partir de combustibles fossiles (gaz) et l’hydrogène vert représente seulement 0.1 % de la production totale. La tendance devrait s’inverser dans les années à venir pour tendre vers une production d’hydrogène vert. Mais, dans cette optique, il faudra probablement que les autorités politiques prennent des mesures incitatives. Ces dernières doivent se concentrer notamment à l’encouragement de la production et à l’augmentation de l’offre dans ce domaine. Une urgence pour l’avenir de la planète.

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Source Theprint.in hydrogène –

L’hydrogène vert, c’est quoi ? 8 décembre 2023

La société de distribution MGR installe sa première chaudière à hydrogène (Vaillant) pour l’eau chaude et le chauffage 6 décembre 2023

« 30 000 t par an », Lhyfe va installer une unité de production d’hydrogène vert au port de Nantes 30 novembre 2023

Hydrogène : Honda dévoile une pile à combustible « d’une durabilité et d’une polyvalence exceptionnelles » 24 novembre 2023

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Source : https://www.neozone.org/innovation/quels-sont-les-differences-entre-lhydrogene-gris-bleu-vert-et-jaune/

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3.
Tout savoir sur les couleurs de l’hydrogène : vert, bleu, gris, jaune, blanc, brun, rose, noir, turquoise - Hugo LARA et La rédaction - 18 Novembre 2023 – Document ‘revolution-energetique.com’

Quelles-sont les couleurs de l’hydrogène ?

Partout sur Terre, l’hydrogène est plébiscité pour réussir la transition énergétique. Les industriels et gouvernements évoquent régulièrement l’utilisation d’hydrogène vert, certains parlent d’hydrogène blanc ou naturel, quand d’autres veulent exploiter l’hydrogène jaune, bleu ou turquoise. Mais, de nos jours, l’hydrogène est majoritairement gris, marron ou noir. Qu’est-ce que cela signifie ? Voici les secrets de cet étrange code couleur.

Tableau des différentes couleurs de l’hydrogène

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Illustration agrandie - Les différentes « couleurs » de l’hydrogène selon son mode de production / Infographie : Révolution Énergétique.

L’hydrogène vert

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Lorsque l’hydrogène est présenté comme solution d’avenir par certaines entreprises et médias, ce n’est heureusement pas de l’hydrogène gris (voir plus bas) dont il s’agit, mais plus généralement d’hydrogène « décarboné » ou encore d’hydrogène « vert ». La couleur « écolo » est porteuse d’espoir dans l’imaginaire collectif et les objectifs de transition énergétique ou de mobilité durable. Mais quelle est la réalité ?

L’hydrogène vert est produit par électrolyse de l’eau. Il s’agit du procédé qui consiste à décomposer l’eau (H20), élément naturel par excellence, en dioxygène (O2) et dihydrogène (H2) grâce à un courant électrique. L’installation qui permet cette opération s’appelle un électrolyseur. Si l’électricité utilisée est exclusivement d’origine renouvelable (produite, par exemple, par des installations solaires, éoliennes ou hydroélectriques), cet hydrogène bas-carbone est qualifié de « vert ».

L’hydrogène jaune ou rose

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S’il est produit par une proportion importante d’électricité d’origine nucléaire (comme en France, par exemple), l’hydrogène se verra plutôt attribuer la couleur jaune ou parfois rose. Cet hydrogène est particulièrement bas-carbone, l’électricité nucléaire étant quasiment exempte de rejets de CO2 dans l’atmosphère, au même titre que l’éolien, le solaire et l’hydroélectricité.

Problème : l’hydrogène jaune, comme l’hydrogène vert, est beaucoup plus cher que l’hydrogène gris fabriqué par vaporeformage des ressources fossiles. Son coût est aujourd’hui de 5 à 6 € par kg, soit environ 4 fois plus que l’hydrogène gris. Raison pour laquelle sa production mondiale est très marginale (moins de 5 % aujourd’hui).

L’hydrogène brun, gris ou noir

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Aujourd’hui, plus de 95 % de l’hydrogène consommé dans le monde sont extraits des combustibles fossiles, principalement du gaz naturel, sous l’action de la vapeur d’eau surchauffée. Des catalyseurs métalliques sont utilisés (nickel, fer, chrome, cuivre) pour faciliter les réactions. Cette technique appelée vaporeformage nécessite de porter le mélange gaz – vapeur à très haute température : entre 700 et 1 000 °C. Elle est donc énergivore et s’accompagne d’une importante émission de dioxyde de carbone (CO2) : pour chaque tonne d’hydrogène, 10 à 11 tonnes de CO2 sont produites et en général émises dans l’atmosphère. Dès lors, la production mondiale d’hydrogène est responsable de l’émission d’environ un milliard de tonnes de CO2 chaque année, soit l’équivalent des rejets de l’Indonésie et du Royaume-Uni combinées, selon l’IRENA (l’Agence internationale des énergies renouvelables).

L’hydrogène peut aussi être fabriqué par gazéification du charbon, mais cette méthode, également très grande émettrice de CO2, reste heureusement relativement minoritaire dans le monde. Le vaporeformage est le procédé actuellement le plus économique pour produire l’hydrogène. Son coût évalué à 1,5 €/kg est cependant 3 fois plus élevé que celui du gaz naturel. Mais si sa production est soumise à la taxe carbone comme en Europe, la facture est encore plus lourde.

L’hydrogène bleu

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Pour caractériser l’hydrogène produit à partir des énergies fossiles avec de fortes émissions de gaz à effet de serre, il s’est vu attribuer la couleur grise, brune ou noire comme nous l’avons vu plus haut. Toutefois, pour le « décarboner », une possibilité consiste à capter le dioxyde de carbone émis lors du vaporeformage. Ce CO2 peut alors être utilisé sous forme solide comme matière première dans certaines industries (pour la production de mousses par exemple), mais il peut tout de même finir sa vie dans l’atmosphère s’il est utilisé comme gaz (pour les boissons par exemple).

La solution la plus fréquemment envisagée est celle du stockage géologique, dans d’anciennes poches de gaz ou de pétrole vides, une technique appelée CSC (Capture et séquestration du carbone, ou en anglais CCS pour Carbon capture and storage). L’hydrogène ainsi décarboné est alors devenu « bleu ». Inutile de dire que l’opération supplémentaire est coûteuse, tant en euros ou en dollars qu’en énergie, et qu’aujourd’hui, il n’existe presque pas d’hydrogène bleu sur le marché. Seuls quelques projets pilotes ont été lancés dans le monde.

L’hydrogène turquoise

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L’hydrogène turquoise est en quelque sorte une variante de l’hydrogène bleu. Il s’agit d’hydrogène fabriqué par pyrolyse du gaz méthane, obtenu avec de l’électricité, et dont le carbone issu de la réaction est capté et solidifié. Le carbone solide de haute pureté peut ensuite trouver d’innombrables applications dans l’industrie, comme les pneus. Plusieurs techniques permettent de créer de l’hydrogène turquoise, comme la pyrolyse par plasma, la pyrolyse catalytique ou la pyrolyse thermique.

Les émissions de gaz à effet de serre de l’hydrogène turquoise diffèrent selon la technologie retenue. Par exemple, les pyrolyseurs peuvent utiliser de l’électricité plus ou moins bas-carbone pour séparer la molécule de méthane (CH4) en carbone (C) et hydrogène (H). Si du gaz méthane d’origine renouvelable est utilisé, le bilan carbone peut même être négatif, puisque le carbone contenu dans le biogaz était auparavant présent sous forme de CO2 dans l’atmosphère.

Un kilo de gaz méthane pyrolysé permettrait d’obtenir 250 g d’hydrogène et 750 g de carbone purs. Malgré les températures élevées nécessaires (de 650 à 2 000 °C selon le pyrolyseur utilisé), cette technique consommerait 7 fois moins d’électricité que l’électrolyse de l’eau à quantité d’hydrogène égale.

L’hydrogène naturel ou blanc

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Bien qu’il soit l’élément le plus abondant de l’univers, l’hydrogène n’est pas aussi facile à extraire de son milieu naturel que le pétrole. Des puits d’hydrogène naturel ont été découverts « par hasard » à proximité de Bourakébougou, au Mali. Ils alimentent, depuis plusieurs années, ce village en électricité. Deux scientifiques français, Eric Deville et Alain Prinzhofer sont partis à sa recherche et en ont trouvé des traces à plusieurs endroits de la planète. Leurs découvertes font l’objet d’un livre : « Hydrogène naturel : la prochaine révolution énergétique » publié chez Belin. Entretemps, plusieurs startups se sont lancées dans le filon de l’extraction d’hydrogène naturel de par le monde, mais sa faisabilité technique et économique n’est toujours pas parfaitement cernée. Un gisement potentiel a notamment été identifié en France.

À quoi sert l’hydrogène ?

Bien qu’il existe à l’état naturel dans l’écorce terrestre (nous y reviendrons), l’hydrogène est aujourd’hui produit industriellement et en grande quantité : chaque année, l’industrie mondiale en consomme plus de 75 millions de tonnes dont près de la moitié (45 %) sont utilisées pour le raffinage et la désulfuration du pétrole. L’autre moitié sert principalement à produire de l’ammoniac, lequel est utilisé comme matière de base dans le secteur de la chimie, notamment pour la production d’engrais. Mais l’hydrogène est aussi employé dans l’industrie alimentaire, l’électronique, la métallurgie et l’industrie spatiale où il entre dans la composition du « carburant » des fusées. L’hydrogène est anecdotiquement utilisé pour les transports.

La consommation mondiale d’hydrogène équivaut à celle du quart de la consommation de gaz naturel, c’est tout dire. Les États-Unis et la Chine en sont les principaux fournisseurs mondiaux avec une production annuelle d’environ 10 millions de tonnes chacun. La France produit près d’un million de tonnes d’hydrogène par an, soit 1,5 % de la production mondiale. Contrairement aux énergies fossiles (pétrole, gaz et charbon), l’hydrogène n’est pas une énergie primaire, mais un « vecteur énergétique » qui, comme l’électricité, est produit à partir d’une autre source d’énergie.

L’hydrogène, un gaz difficile à stocker ?

Toutefois, il a l’avantage de posséder des propriétés énergétiques remarquables, ce qui explique son intérêt. C’est le vecteur énergétique qui dispose de la plus grande densité massique : par kilo, il contient 2,2 fois plus d’énergie que le gaz naturel, 2,75 fois plus que l’essence et 3 fois plus que le pétrole. Cependant, c’est le gaz le plus léger, ce qui complique son stockage. Pour l’entreposer, le transporter et le distribuer, il faut soit le liquéfier à une température extrêmement basse (- 253 °C), soit le comprimer à très haute pression (700 bars) et ces opérations sont très énergivores : sa liquéfaction, par exemple, consomme 10 à 13 kWh d’électricité par kg.

Il faut aussi maîtriser les risques, car l’hydrogène est un gaz très dangereux : comme il s’agit de la plus petite des molécules gazeuses, les risques de fuites sont plus importants qu’avec n’importe quel autre gaz. Il est en effet difficile de rendre complètement étanche les réservoirs et tuyauteries contenant de l’hydrogène, surtout lorsque celui-ci est comprimé à très haute pression : il peut s’échapper par des ouvertures microscopiques. Ainsi, même les meilleurs réservoirs ne sont jamais complètement étanches : ceux des voitures à hydrogène peuvent se vider en quelques semaines, même quand le véhicule est à l’arrêt.

En outre, l’hydrogène est très facilement inflammable : l’énergie requise pour l’enflammer est dix fois plus faible que celle qui est nécessaire pour allumer du méthane (c’est-à-dire le gaz « naturel »). De plus, lorsque l’hydrogène est comprimé à très haute pression (c’est le cas dans les véhicules à hydrogène et les stations de distribution) et qu’une fuite a lieu, le gaz se détend fortement et il se produit ce qu’on appelle un effet Joul e-Thompson inverse. L’hydrogène qui s’échappe s’échauffe en se détendant, ce qui peut être suffisant pour qu’il s’enflamme spontanément. Particularité de l’hydrogène : sa flamme est incolore : un début d’incendie d’hydrogène ne se voit donc pas.

L’hydrogène, une énergie au rendement médiocre

Autre obstacle de taille lorsque l’hydrogène vert est envisagé comme solution de stockage de l’électricité d’origine renouvelable : le rendement de l’opération qui consiste à produire de l’hydrogène dans un électrolyseur, à le comprimer à très haute pression, éventuellement à le transporter, puis à fabriquer de nouveau de l’électricité dans une pile à combustible, est médiocre : de 25 à 30 %. Cela veut dire que plus des deux tiers de l’électricité renouvelable produite au départ se sont volatilisés dans l’opération, en pure perte. Alors que des solutions de stockage alternatives comme les batteries ont un rendement bien meilleur d’environ 80 % et sont même moins chères (nous reviendrons sur ces aspects dans un prochain article).

La première électrolyse de l’eau a eu lieu en 1800 et la pile à combustible a été inventée en 1839 par l’Allemand Christian Schönbein. Ces technologies ne sont donc pas récentes. Lors de mon passage sur les bancs de l’université, notre professeur de chimie nous parlait déjà de leurs promesses dans les années 1970.

Mais il est clair que les efforts de recherche, les budgets actuellement alloués par les plans nationaux et internationaux et les économies d’échelle envisagées par les projets de gigafactory comme celle que Bruno Le Maire voudrait construire en France, permettent d’espérer une réduction des coûts et une amélioration du rendement de la solution de stockage d’électricité renouvelable par l’hydrogène vert. Sera-t-elle un jour compétitive en regard de l’alternative offerte par les batteries ou d’autres solutions de stockage émergentes ? Honnêtement j’en doute, mais tant mieux si l’avenir me donne tort.

Et si l’on abandonnait les couleurs de l’hydrogène ?

Alors que les couleurs des différentes formes de production d’hydrogène avaient été définies dans un document de l’IRENA (l’Agence internationale des énergies renouvelables) et promues par la Commission européenne, celle-ci a finalement abandonné ce catalogue. Pour Bruxelles, l’hydrogène sera désormais soit « propre » – exclusivement produit à partir de renouvelables – soit « bas-carbone », une notion que l’exécutif européen définit comme produit à partir d’électricité majoritairement nucléaire (l’hydrogène jaune ou rose) ou de combustibles fossiles avec captage et stockage du carbone (l’hydrogène bleu ou turquoise).

A propos de l’auteur - Hugo LARA - Hugo est rédacteur en chef de Révolution Énergétique. Journaliste spécialisé dans les énergies et transports bas-carbone, il sonde l’évolution des pays dans ces domaines et rêve de voyager un jour en avion électrique.

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Et si vous placiez votre épargne au profit des énergies renouvelables ?

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Source : https://www.revolution-energetique.com/dossiers/hydrogene-vert-bleu-gris-jaune-blanc-tout-savoir-sur-ses-couleurs/ Haut du formulaire

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4.
Hydrogène blanc ou natif : définition, sources et enjeux - Dernière modification le 31 Octobre 2023 – Document ‘youmatter.world’

Qu’est-ce que l’hydrogène naturel ou hydrogène blanc ? Quelles sont les sources naturelles d’hydrogène sur Terre ? Sont-elles abondantes ? Peut-on réellement compter sur l’hydrogène naturel pour la transition écologique ?

Hydrogène hydrogène blanc, définition

On emploie le terme hydrogène naturel pour désigner l’hydrogène qui se trouve dans la nature directement sous forme moléculaire H2. Il s’agit donc d’hydrogène que l’on peut exploiter directement, sans avoir à l transformer ou le produire artificiellement à partir d’énergies fossiles (comme l’hydrogène gris) ou d’eau et d’électricité renouvelable (comme l’hydrogène vert). On appelle parfois l’hydrogène naturel hydrogène blanc ou hydrogène natif.

Comment se forme l’hydrogène blanc sur Terre ?

Il faut comprendre que l’hydrogène est l’élément le plus abondant sur Terre, mais on le trouve rarement sous sa forme chimiquement pure H2. Il est le plus souvent présent dans d’autres matériaux et molécules : par exemple, l’hydrogène est l’un des composants de l’eau (H2O) ou de certains gaz ou énergies fossiles. Cependant, dans de rares cas, certains processus naturels génèrent de l’hydrogène H2 de façon direct, notamment dans la croûte terrestre et dans les sous sols de la planète. Parmi ces processus de production de l’hydrogène naturel, on peut citer :

La serpentinisation : ce processus géologique implique la réaction entre l’eau et les roches riches en magnésium et en fer, qui peut produire de l’hydrogène gazeux. La serpentinisation se produit principalement dans les zones de failles océaniques et les dorsales médio-océaniques, où l’eau de mer pénètre dans les fissures de la croûte terrestre et réagit avec les roches chaudes et fraîches.
La réduction des eaux souterraines : ce processus se produit lorsqu’un agent réducteur, comme des métaux ferreux ou des micro-organismes, réagit avec des eaux souterraines riches en oxygène, produisant de l’hydrogène gazeux.
Les dégazages : certaines zones géologiques sont connues pour libérer de l’hydrogène gazeux dans l’atmosphère en raison de processus géologiques spécifiques. Par exemple, les sources chaudes, les volcans et les zones de rift peuvent libérer de l’hydrogène gazeux.
La fermentation biologique : les micro-organismes tels que les bactéries peuvent produire de l’hydrogène gazeux lorsqu’ils fermentent les matières organiques. Dans certaines zones de la croûte terrestre, ce processus peut donc créer des réserves d’hydrogène naturel.
La radiolyse : ce processus implique la dissociation des molécules d’eau par les rayonnements ionisants, tels que les rayons cosmiques ou les rayons gamma. La radiolyse peut produire de l’hydrogène gazeux, ainsi que d’autres espèces réactives telles que les radicaux hydroxyles.
La décomposition des hydroxyles : les hydroxyles sont des espèces réactives formées lors de la dissociation de l’eau. Ils peuvent se décomposer pour produire de l’hydrogène gazeux et d’autres produits.
Ces sources d’hydrogènes naturels sont toutefois très rares, et on trouve donc très peu d’hydrogène naturel sur Terre.

Quelles sont les sources et les réserves d’hydrogène natif ou blanc ?

Si l’hydrogène naturel est relativement rare sur Terre, il a tout de même été détecté dans certains endroits, tels que les sources chaudes et les volcans, ou dans certaines zones de la croûte terrestre. On a ainsi identifié des sources d’hydrogène naturel au Mali, en Australie, aux Etats-Unis et notamment en Arizona, aux Philippines, ou encore dans le Sultanat d’Oman.

Globalement, on trouve des sources potentielles d’hydrogène le long des failles océaniques, dans certaines zones où l’on trouve des minerais de fer, dans certaines zones montagneuses. Mais il faut comprendre que l’exploitation de ces sources d’hydrogène pourrait s’avérer très complexe, très chère, et très difficile du point de vue environnemental.

L’exploration (et l’exploitation) de ces sources d’hydrogène blanc ne fait que débuter, et il est donc complexe d’évaluer les réserves possibles de cette ressource.

Quelle place pour l’hydrogène blanc dans la transition écologique ?

En théorie, l’hydrogène blanc ou hydrogène naturel pourrait être une alternative aux énergies fossiles et un moyen d’accélérer la transition énergétique. En effet, si l’hydrogène est une source d’énergie ou un vecteur énergétique peu polluant lors de sa consommation, l’enjeu est de savoir comment produire cet hydrogène. Or, les différentes technique de production d’hydrogène sont plutôt polluantes, voire très polluantes. Produire de l’hydrogène « gris » à partir d’énergies fossiles émet de grandes quantités de gaz à effet de serre. Quant à l’hydrogène vert, sa production est à la fois complexe et énergivore : il faut de grandes quantités d’énergies ‘bas carbone’ pour produire un hydrogène qui n’émette pas trop de gaz à effet de serre.

Si l’on pouvait disposer de sources naturelles d’hydrogène, d’hydrogène blanc, on éviterait donc les difficultés de ces productions. Mais exploiter l’hydrogène naturel ne sera pas simple pour autant, et de nombreuses questions se posent. Quelles quantités d’hydrogènes seront exploitables ? Quelles seront les conditions d’exploitations de ces réserves d’hydrogène ? Leurs conséquences écologiques ? Saura-t-on exploiter cet hydrogène blanc suffisamment vite pour répondre au défi climatique ? L’industrialisation de la filière sera très certainement complexe et longue.

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Définitions liées : Norme ISO 14068 sur le réchauffement climatique et la neutralité carbone

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Source : https://youmatter.world/fr/definition/hydrogene-blanc-naturel-definition-sources-enjeux/

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Hydrogène blanc ou natif : définition, sources et enjeux - Dernière modification le 14 Novembre 2023 (Reprise) – Document ‘youmatter.world/fr’
Qu’est-ce que l’hydrogène naturel ou hydrogène blanc ? Quelles sont les sources naturelles d’hydrogène sur Terre ? Sont-elles abondantes ? Peut-on réellement compter sur l’hydrogène naturel pour la transition écologique ?

Hydrogène blanc : définition

On emploie le terme hydrogène naturel pour désigner l’hydrogène qui se trouve dans la nature directement sous forme moléculaire H2. Il s’agit donc d’hydrogène que l’on peut exploiter directement, sans avoir à le transformer ou le produire artificiellement à partir d’énergies fossiles (comme l’hydrogène gris) ou d’eau et d’électricité renouvelable (comme l’hydrogène vert). On appelle parfois l’hydrogène naturel hydrogène blanc ou hydrogène natif.

Comment se forme l’hydrogène blanc sur Terre ?

Il faut comprendre que l’hydrogène est l’élément le plus abondant sur Terre, mais on le trouve rarement sous sa forme chimiquement pure H2. Il est le plus souvent présent dans d’autres matériaux et molécules : par exemple, l’hydrogène est l’un des composants de l’eau (H2O) ou de certains gaz ou énergies fossiles. Cependant, dans de rares cas, certains processus naturels génèrent de l’hydrogène H2 de façon direct, notamment dans la croûte terrestre et dans les sous-sols de la planète. Parmi ces processus de production de l’hydrogène naturel, on peut citer :

La serpentinisation : ce processus géologique implique la réaction entre l’eau et les roches riches en magnésium et en fer, qui peut produire de l’hydrogène gazeux. La serpentinisation se produit principalement dans les zones de failles océaniques et les dorsales médio-océaniques, où l’eau de mer pénètre dans les fissures de la croûte terrestre et réagit avec les roches chaudes et fraîches.
La réduction des eaux souterraines : ce processus se produit lorsqu’un agent réducteur, comme des métaux ferreux ou des micro-organismes, réagit avec des eaux souterraines riches en oxygène, produisant de l’hydrogène gazeux.
Les dégazages : certaines zones géologiques sont connues pour libérer de l’hydrogène gazeux dans l’atmosphère en raison de processus géologiques spécifiques. Par exemple, les sources chaudes, les volcans et les zones de rift peuvent libérer de l’hydrogène gazeux.
La fermentation biologique : les micro-organismes tels que les bactéries peuvent produire de l’hydrogène gazeux lorsqu’ils fermentent les matières organiques. Dans certaines zones de la croûte terrestre, ce processus peut donc créer des réserves d’hydrogène naturel.
La radiolyse : ce processus implique la dissociation des molécules d’eau par les rayonnements ionisants, tels que les rayons cosmiques ou les rayons gamma. La radiolyse peut produire de l’hydrogène gazeux, ainsi que d’autres espèces réactives telles que les radicaux hydroxyles.
La décomposition des hydroxyles : les hydroxyles sont des espèces réactives formées lors de la dissociation de l’eau. Ils peuvent se décomposer pour produire de l’hydrogène gazeux et d’autres produits.
Ces sources d’hydrogènes naturels sont toutefois très rares, et on trouve donc très peu d’hydrogène naturel sur Terre.

Quelles sont les sources et les réserves d’hydrogène natif ou blanc ?

L’exploration (et l’exploitation) de ces sources d’hydrogène blanc ne fait que débuter, et il est donc complexe d’évaluer les réserves possibles de cette ressource.

Quelle place pour l’hydrogène blanc dans la transition écologique ?

Dans ce monde complexe qui se dessine devant nous…

…nous sommes plus que jamais déterminés à décrypter et analyser tous les grands phénomènes qui agitent nos sociétés. A mettre sur le devant de la scène de l’information ‘fact-checkée’, basée sur la science, sans a priori et sans concession. A fournir aux citoyens de meilleures clefs de compréhension et d’action dans un monde en transition.
Pour fournir une information indépendante, de qualité, disponible au plus grand nombre et sans publicité pour le nouveau 4×4, nous pensons que l’information doit être libre.
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Tout savoir sur l’hydrogène – Dossier ‘ifpenergiesnouvelles.fr’
Pour atteindre les objectifs de la transition énergétique, la France s’intéresse aujourd’hui à la production et à l’utilisation de l’hydrogène bas-carbone et renouvelable. Utilisé à ce jour essentiellement dans la chimie ou le raffinage, ce vecteur d’énergie pourrait contribuer à décarboner certains secteurs industriels, assurer le stockage de l’électricité ou alimenter le secteur des transports. Le déploiement des technologies hydrogène attend cependant de lever un certain nombre de verrous.

L’hydrogène : un marché a fort potentiel

L’hydrogène représente un gros potentiel de diminution de gaz à effet de serre (GES) ainsi qu’une manne économique significative. Les pays européens investissent aujourd’hui de manière conséquente dans ce marché en pleine expansion, à commencer par la France qui en attend 100.000 nouveaux emplois directs (source : AFHYPAC) et qui a déjà mis en place un certain nombre d’aides (Programme d’investissement d’avenir, soutien à la recherche via l’ANR, accompagnement des PME via la BPI, soutien au déploiement de la mobilité hydrogène via l’Ademe, etc.) et d’une institution (le Conseil national de l’hydrogène). (Figure 1).

Figure 1 - Plans nationaux pour l’hydrogène en France

La chaîne de valeur de l’hydrogène

Qu’est-ce que l’hydrogène ?

Comme l’électricité, le dihydrogène H2 (hydrogène) est principalement un vecteur énergétique et non une énergie en tant que telle, car il est produit au moyen d’une réaction chimique à partir d’une ressource primaire. Actuellement, pour des raisons économiques, l’hydrogène est issu à 95 % de la transformation d’énergies fossiles, dont pour près de la moitié à partir du gaz naturel.

Où se trouve l’hydrogène ?

Les ressources principales permettant de produire le dihydrogène H2 (que l’on appelle hydrogène par abus de langage) sont l’eau et les hydrocarbures (le charbon, le pétrole ou le gaz).

En effet, chaque molécule d’eau est le fruit de la combinaison entre un atome d’oxygène et deux atomes d’hydrogène, suivant la formule H2O.
Les hydrocarbures sont issus de la combinaison d’atomes de carbone et d’hydrogène. C’est par exemple le cas du méthane, constituant principal du gaz naturel dont la formule est CH4, l’une des combinaisons les plus simples pour les hydrocarbures.
L’hydrogène existe aussi à l’état naturel. Les premières sources naturelles d’hydrogène ont été découvertes au fond des mers dans les années 70 et plus récemment à terre. Mais la route est longue avant d’envisager une exploitation rentable. Les connaissances sur l’origine de la formation de cet hydrogène et les recherches sur des techniques de production rentables doivent encore progresser.

Comment produit-on l’hydrogène ?

Différentes techniques de production existent :

le reformage du gaz naturel à la vapeur d’eau est la technique la plus répandue. Il s’agit de faire réagir du méthane avec de l’eau pour obtenir un mélange contenant de l’hydrogène et du CO2. Le CO2 émis par ce procédé pourrait éventuellement être capté et stocké pour produire un hydrogène décarboné. En lieu et place du gaz naturel, l’utilisation du biométhane (méthane issu de la fermentation de la biomasse) constitue aussi une solution pour produire un hydrogène décarboné ;
l’hydrogène peut aussi être produit à partir d’eau et d’électricité, c’est l’électrolyse de l’eau. L’électrolyseur sépare une molécule d’eau en hydrogène et en oxygène. Cette voie est encore peu répandue car nettement plus coûteuse (2 à 3 fois plus chère que le reformage du gaz naturel) et réservée aujourd’hui à des usages spécifiques, comme l’électronique, qui requièrent un niveau élevé de pureté ;
la gazéification permet de produire, par combustion, un mélange de CO et d’H2 à partir de charbon (solution qui émet beaucoup de CO2) ou de biomasse.
« Aujourd’hui, 95 % de l’hydrogène est produit à partir d’hydrocarbures (pétrole, gaz naturel et charbon), solution la moins coûteuse. Cependant, ce processus est, hormis pour la pyrolyse, émetteur de CO2, gaz à effet de serre. Pour produire de l’hydrogène faiblement carboné, trois options s’offrent donc aux industriels : capter le CO2 émis lors de la production par transformation des énergies fossiles, puis le transporter pour le stocker géologiquement, pyrolyser du méthane et séparer le carbone sous forme solide, enfin, le produire via l’électrolyse de l’eau, l’électrolyse étant opérée à partir d’une électricité peu carbonée fournie par de l’énergie nucléaire, éolienne ou solaire. L’enjeu reste toutefois pour cette dernière option, le coût de ce mode de production, plus onéreux à ce jour que celui du reformage du gaz naturel , même en considérant le surcoût lié au captage du CO2. »

Hydrogène vert, gris, bleu et jaune : de quoi parle-t-on ?

- L’hydrogène vert est fabriqué par électrolyse de l’eau à partir d’électricité provenant uniquement d’énergie renouvelable ;
- L’hydrogène gris est fabriqué par procédés thermochimiques avec comme matières premières des sources fossiles (charbon ou gaz naturel) ;
- L’hydrogène bleu est fabriqué de la même manière que l’hydrogène gris, à la différence que le CO2 émis lors de la fabrication sera capté pour être réutilisé ou stocké ;
- L’hydrogène jaune, plus spécifique à la France, est fabriqué par électrolyse comme l’hydrogène vert mais l’électricité provient essentiellement de l’énergie nucléaire.

L’Ademe a récemment suggéré de changer la terminologie. L’hydrogène qui était jusqu’ici appelé « vert » est désormais appelé « renouvelable », l’hydrogène « gris » devient « fossile », et enfin, les hydrogènes « bleu » et « jaune » sont regroupés sous l’appellation « bas-carbone ».

Une fois fabriqué, cet hydrogène doit être stocké, puis transporté jusqu’à son lieu de distribution et d’utilisation.

Comment est stocké l’hydrogène ?

Le dihydrogène possède une très grande densité massique d’énergie (1 kg d’hydrogène contient autant d’énergie qu’environ 3 kg de pétrole) mais une très faible densité volumique. Il faut le transformer pour pouvoir le stocker dans un volume utilisable :

- en le comprimant à 700 bar : 7 litres d’hydrogène peuvent contenir ainsi autant d’énergie qu’1 litre d’essence ;
- en le liquéfiant pour le comprimer davantage à une température de - 253 °C : 4 litres d’hydrogène liquide équivalent alors à 1 litre d’essence.

Densifier l’hydrogène permet d’opérer à des pressions plus faibles mais réclame plus d’énergie, ce qui le rend plus coûteux.

Les modalités de stockage sont multiples (batteries, stockage massif en cavités salines) selon l’usage que l’on veut en faire.

Comment se transporte l’hydrogène ?

L’hydrogène est généralement transporté sous forme comprimée via un réseau de pipelines relativement étendu, avec un total de plus de 4 500 km dans le monde, dont 1 600 km en Europe et 2 500 km aux États-Unis.

Des pays comme le Japon envisagent également d’importer de l’hydrogène, qui serait alors transporté par bateau depuis l’Australie par exemple.

Comment s’utilise l’hydrogène aujourd’hui ?

Actuellement, l’hydrogène a deux utilisations principales : d’une part, il sert de matière de base pour la production d’ammoniac (engrais) et de méthanol ; d’autre part, il est utilisé comme réactif dans les procédés de raffinage des bruts en produits pétroliers, carburants et biocarburants.

Les usages qu’il est possible d’en faire sont néanmoins nombreux, et l’hydrogène est prometteur pour décarboner un certain nombre de secteurs et accompagner la transition énergétique.

Il y avait déjà pensé - « Oui, mes amis, je crois que l’eau sera un jour employée comme combustible, que l’hydrogène et l’oxygène, qui la constituent, utilisés isolément ou simultanément, fourniront une source de chaleur et de lumière inépuisables et d’une intensité que la houille ne saurait avoir », écrit Jules Verne dans son roman L’Île mystérieuse en 1874.

Figure 2 - Les perspectives de l’hydrogène

L’hydrogène dans la transition énergétique

Récupérer de l’énergie à partir du dihydrogène renouvelable ou bas-carbone préalablement stocké se fait de deux façons :

soit sous forme de chaleur via sa combustion directe avec le dioxygène ;
soit sous forme d’électricité via une pile à combustible (PaC).
Dans les deux cas la réaction globale ne produit que de l’eau et l’énergie produite peut être diversement valorisée. L’hydrogène se voit assigner trois objectifs essentiels pour réussir la transition énergétique.

L’hydrogène pour décarboner les transports

En France le transport émet 27 % des émissions de GES globales, ce qui en fait le premier secteur émetteur. Les enjeux sur la mobilité sont donc considérables, car la solution hydrogène appliquée à la mobilité propre (power-to-mobility – Figure 3), en utilisant la combustion directe ou la pile à combustible, permet de réduire considérablement les émissions.

L’hydrogène dans les transports : quelques chiffres

Un véhicule diesel produit entre 40 et 45 tonnes de CO2 sur l’ensemble de sa durée de vie, un véhicule hydrogène produit par reformage un peu plus de 35 tonnes, et un véhicule hydrogène produit par électrolyse renouvelable moins de 15 tonnes.
Les voitures alimentées en hydrogène ont au mieux un impact carbone 74 % moindre que les véhicules thermiques traditionnels (Source : Carnot ARTS).

La voiture à hydrogène

Le moteur à hydrogène

Les caractéristiques physico-chimiques de l’hydrogène en font un bon candidat pour une utilisation comme carburant dans un moteur à allumage commandé de type « essence ». Le principal avantage réside dans le bilan environnemental : combinée à l’oxygène, la combustion de l’hydrogène produit essentiellement de l’eau et de la chaleur et ne rejette que des oxydes d’azote (NOx). Cependant, cette solution nécessite des adaptations spécifiques pour obtenir un très haut rendement et de très faibles émissions de NOx. Il faut notamment exploiter différentes propriétés de l’hydrogène comme sa capacité à brûler rapidement en mélange très pauvre.

L’utilisation de l’hydrogène dans un moteur à combustion interne peut bénéficier des dernières avancées du moteur thermique et du couplage avec une chaîne de traction hybride. Ainsi, en se basant sur des technologies plus robustes et matures que celles utilisées actuellement pour les piles à combustible, il serait possible d’atteindre un rendement supérieur à 50 %. Ce pourrait être une solution de transition vers la pile à combustible puisqu’elle permet de commencer la validation de toute la filière de production et de distribution de l’hydrogène en utilisant les outils industriels de production existants.

>> En savoir plus sur la solution IFPEN de moteur à hydrogène

La pile à combustible dans les voitures électriques

Pour le long terme, les constructeurs automobiles s’intéressent aussi aux piles à combustible (ou Fuel Cell), comme générateurs d’électricité pour les véhicules électriques. Ceci afin de compléter les solutions de véhicules électriques à batteries, souffrant aujourd’hui de la limitation en autonomie et du temps de recharge de ces batteries. L’hydrogène sert alors à alimenter une pile à combustible — laquelle produit de l’électricité — pour permettre le fonctionnement du moteur électrique qui fait avancer le véhicule. L’hydrogène est un des meilleurs vecteurs d’énergie pour les piles à combustible aujourd’hui en termes de performances énergétiques et d’émissions. Leur rendement est globalement supérieur à 50 % sur une large plage de fonctionnement, ce qui représente un avantage intéressant par rapport à un moteur thermique essence actuel.

Alimentée par un mélange d’air et d’hydrogène, la pile convertit l’énergie chimique de l’hydrogène en énergie électrique suivant le principe inverse de l’électrolyse. En faisant réagir de l’hydrogène avec de l’oxygène de l’air sur les électrodes (de fines membranes recouvertes d’un catalyseur, le platine), les piles à combustible permettent de produire de l’électricité sans autre émission que de la vapeur d’eau. Le principe date de 1839 ! Il est utilisé depuis longtemps pour produire de l’électricité à bord des fusées.

>> En savoir plus sur la solution IFPEN de pile à combustible

Le train et l’avion à hydrogène

Le plan français en faveur de l’hydrogène compte parmi ses objectifs la mise en service d’un premier train à hydrogène en France en 2022. À la suite de l’Allemagne, la France fait ses premiers pas dans la mobilité ferroviaire à hydrogène, SNCF et les Régions ayant lancé le projet TER H2 qui vise à mettre en place la toute première flotte de trains hydrogène régionaux dans plusieurs régions françaises pilotes.

L’avion à hydrogène ou « avion propre », s’il donne déjà lieu à des projets ambitieux, doit encore répondre à un certain nombre de questions en termes de technologie, d’environnement, et de sécurité.

L’hydrogène pour le stockage d’électricité et son injection dans les réseaux

Le stockage d’énergie sous forme d’hydrogène permet de pallier l’intermittence des énergies renouvelables (éolien et solaire) en optimisant la capacité de production électrique (power-to-power – Figure 3).

Dans le cadre du développement d’un mix électrique renouvelable, l’électrolyse permet, quand le réseau est excédentaire (c’est-à-dire quand la production d’électricité est supérieure à sa consommation), de stocker de l’hydrogène sur un temps court ou long selon les besoins.
Dans le cas d’un réseau déficitaire au contraire, l’hydrogène disponible peut être réutilisé dans une pile à combustible pour fabriquer de l’électricité.

L’hydrogène peut être également injecté directement dans les réseaux de gaz (power-to-gaz – figure 3) :

par injection directe dans les réseaux gaziers pour combustion ;
par production de méthane de synthèse (selon le principe de méthanation) : conversion du monoxyde (CO) ou du dioxyde de carbone (CO2) en présence d’hydrogène, qui peut ensuite être transformé en chaleur, électricité ou carburant.
L’hydrogène pour décarboner le secteur industriel

L’hydrogène peut être utilisé dans le secteur industriel (power-to-industry – Figure 3) :

d’une part pour alimenter en énergie décarbonée les unités industrielles concernées ;
d’autre part pour contribuer à la décarbonation des procédés industriels concernés en substitution des énergies fossiles utilisées actuellement : c’est le cas par exemple de la fabrication d’acier qui résulte de la réduction des minerais de fer. Cette réduction opérée aujourd’hui via le charbon pourrait demain l’être en utilisant de l’hydrogène décarboné.
Le déploiement de l’hydrogène renouvelable est annoncé. Des projets de grande ampleur se montent comme NortH2, plus grand projet de production d’hydrogène vert d’Europe. Objectif : produire de l’hydrogène vert en utilisant de l’électricité renouvelable provenant de l’éolien offshore au large des Pays-Bas.

Figure 3 - La chaîne hydrogène simplifiée : de la production aux usagesFigure 3 - La chaîne hydrogène simplifiée : de la production aux usages

Quel avenir pour l’hydrogène ?

Le déploiement de l’hydrogène décarboné est à envisager d’ici la fin de la décennie, son plein essor étant plutôt pour la suivante. Il nécessite de lever un certain nombre de verrous.

Faire baisser les coûts

L’hydrogène vert est très cher et ne pourra se déployer qu’à la condition de réduire les coûts sur l’ensemble de la chaîne de valeur, à commencer par le coût de production de l’électricité renouvelable (solaire, éolien) mais également celui des électrolyseurs ou des piles à combustible.

Combien coûte l’hydrogène décarboné ?

Produire de l’hydrogène à partir de l’électrolyse coûte aujourd’hui 2 à 3 fois plus cher que le vaporeformage et 2 fois plus cher que le reformage avec captage du CO2. Cette voie est réservée aujourd’hui à des usages spécifiques comme l’électronique, qui requièrent un niveau élevé de pureté. La complexité de la chaîne de valeur et les différentes transformations impliquent en outre des cascades de rendement, sources de pertes d’énergie, qui ont pour effet de renchérir les coûts de production. En parallèle, un prix du CO2 relativement élevé permettrait de réduire l’écart de coût avec le reformage du gaz naturel. Cependant, la hausse de la fiscalité carbone doit être progressive et s’accompagner de politiques publiques de soutien pour les populations les plus démunies.

Construire les infrastructures

Le déploiement de l’hydrogène électrolytique nécessite la mise en place d’une infrastructure complexe comprenant, outre des capacités de production alimentées par des énergies renouvelables (fermes éoliennes ou solaires, connectées ou non au réseau électrique), un réseau de transport et de distribution connectant ces capacités de production aux sites d’utilisation, et un ensemble de capacités de stockage variées mises également en réseau. Le tout devra être géré par un système intelligent permettant d’optimiser l’adéquation de l’offre et de la demande à phases de temps quotidiennes à temporaires. Il est en outre nécessaire de mutualiser la construction des infrastructures de captage, de transport et de stockage de CO2. En Europe, les premiers éléments de cette infrastructure seront opérationnels dès le milieu de la décennie. Le déploiement des infrastructures de transport et de distribution nécessite des investissements importants et une durée de mise en œuvre relativement longue.

À retenir >
L’hydrogène bas-carbone et renouvelable représente un marché à fort potentiel sur lequel la France se positionne aujourd’hui au moyen d’une stratégie nationale forte et d’importants investissements.

L’hydrogène est un vecteur d’énergie qui requiert une chaîne de valeur complexe. Généralement, il est produit à partir d’eau ou d’hydrocarbures, soit par procédés thermochimiques avec captage du CO2 émis lors de la fabrication, soit par électrolyse de l’eau. Après avoir été stocké et éventuellement transporté, il est utilisé comme énergie avec une pile à combustible ou par combustion directe.

Dans le cadre de la transition énergétique, la France vise à étendre l’utilisation de l’hydrogène bas-carbone et renouvelable pour alimenter le secteur des transports, pallier l’intermittence des énergies renouvelables au moyen du stockage d’électricité, et décarboner le secteur industriel.

Le déploiement des technologies hydrogène dépend encore en grande partie de la réduction de leurs coûts et de la construction d’infrastructures.

Hydrogène

IFPEN : Nos expertises > Hydrogène

Pour aller plus loin :

[[VIDEO - Les Echos] L’hydrogène, l’énergie qui va révolutionner l’économie ?->https://videos.lesechos.fr/lesechos/sujet-actus/lhydrogene-lenergie-qui-va-revolutionner-leconomie/fzsf8x]

La pré-étude dédiée à l’hydrogène en Europe est disponible

L’AIE entrevoit une place importante pour l’hydrogène décarboné

IFP Energies nouvelles

IFP Energies nouvelles est un organisme public de recherche, d’innovation et de formation dans les domaines de l’énergie, du transport et de l’environnement.

Carnot IFPEN Transports Energie

Carnot IFPEN Ressources Energétiques

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Découvrir l’Économie hydrogène avec Wikipédia
L’économie hydrogène ou économie de l’hydrogène est le modèle économique dans lequel le dihydrogène (de formule chimique H2) servirait de vecteur d’énergie commun pour mutualiser les différents types de production d’énergie et pallier le problème de l’intermittence des énergies renouvelables.

Ce principe est envisagé pour la première fois par Jules Verne en 1874, puis de façon plus détaillée par John Burdon Sanderson Haldane en 1923, et l’Allemagne nazie l’utilise pour produire des combustibles synthétiques à partir du charbon.

La production d’hydrogène est évaluée en 2021 à 94 Mt (millions de tonnes), dont l’essentiel pour le raffinage (élimination du soufre) et la production d’ammoniac ; cette production provient pour 62 % du gaz naturel, 18 % du pétrole, 19 % du charbon, 0,7 % d’une énergie fossile avec captage et valorisation du CO 2 et 0,04 % de l’électrolyse de l’eau.

L’économie de l’hydrogène est de plus en plus invoquée pour ses potentielles perspectives d’avenir, en particulier :

stocker les excédents des énergies renouvelables intermittentes (éolien, solaire, énergie marémotrice, etc.) ;
contribuer à la décarbonation de l’économie : transport longue distance, industrie lourde, chimie, carburants, etc, où l’hydrogène peut remplacer les combustibles fossiles.
La notion d’économie hydrogène évoque aussi un système économique mondial qui pourrait se substituer à l’actuelle économie du pétrole, comme l’évoque le prospectiviste Jeremy Rifkin dans son livre sur la troisième révolution industrielle.

L’impact climatique de l’hydrogène dépend entièrement de la manière dont on le produit, qui peut être « propre » (décarboné), ou « sale » s’il provient d’hydrocarbures fossiles ou d’une agrochimie controversée.

À partir de 2020, le Pacte vert pour l’Europe et les subventions prévues par le plan de relance européen suscitent une vague de projet de production d’hydrogène décarboné.

Histoire

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Jules Verne : « je crois que l’eau sera un jour employée comme combustible1. »

En 1800, William Nicholson et Sir Anthony Carlisle, découvrent l’électrolyse de l’eau 2.

En 1839, le chimiste suisse Christian Friedrich Schönbein découvre le principe de la pile à combustible et en 1845, William Robert Grove réalise la première pile à combustible, qu’il baptise la gas voltaic battery2.

En 1874, Jules Verne écrit dans son roman L’Île mystérieuse : « Oui, mes amis, je crois que l’eau sera un jour employée comme combustible, que l’hydrogène et l’oxygène, qui la constituent, utilisés isolément ou simultanément, fourniront une source de chaleur et de lumière inépuisables et d’une intensité que la houille ne saurait avoir »1,2.

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/3/3b/J._B._S._Haldane.jpg J. B. S. Haldane envisage en 1923 un modèle économique basé sur l’hydrogène.

En 1910, Fritz Haber dépose un brevet pour un procédé chimique destiné à synthétiser de l’ammoniac (NH3) à partir du diazote (N2) gazeux atmosphérique et du dihydrogène (H2) gazeux en présence d’un catalyseur ; il reçoit le prix Nobel 1918 de chimie pour ces travaux3 ; le procédé Haber est perfectionné ensuite par le Français Georges Claude, fondateur de la société L’Air liquide. L’hydrogène devient une matière première de l’industrie chimique, en particulier pour la fabrication d’engrais et d’explosifs.

Le principe de l’économie hydrogène est envisagé de façon plus détaillée que chez Jules Verne, en introduisant le concept d’hydrogène renouvelable, par John Burdon Sanderson Haldane en 1923, dans son article « Science and the Future »4,2.

L’Allemagne nazie utilise l’hydrogène pour produire des combustibles synthétiques à partir du charbon5.

En 1959, Francis Thomas Bacon, de l’université de Cambridge, construit le premier prototype de pile à combustible, de 5 kW, qui servira de modèle pour les futures piles à combustible utilisées lors des missions spatiales Apollo 2.

En 1970, l’électrochimiste John Bockris (en) invente le terme d’« économie hydrogène » ; il publiera plus tard Energy : The Solar-Hydrogen Alternative (Énergie, l’alternative hydro-solaire)6, qui décrit sa vision d’une économie où les villes américaines serait alimentées par l’énergie solaire via l’hydrogène qui compenserait son caractère intermittent2.

En 1990, la première centrale de production d’hydrogène à partir d’énergie solaire est mise en service en Bavière (Solar-Wasserstoff-Bayern)2.

En 2002, Jeremy Rifkin publie un livre intitulé « L’économie hydrogène - Après la fin du pétrole, la nouvelle révolution économique »7 et l’évoque à nouveau dans son livre de 2011 sur la troisième révolution industrielle 8.

Des découvertes d’hydrogène naturel dans des environnements géologiques continentaux et côtiers ont été faites ces dernières années, comme à Bourakébougou au Mali en 2018, et ouvrent la voie à l’exploration de cette ressource pour soutenir les efforts de la transition énergétique9.

Production à grande échelle Article détaillé : Production d’hydrogène.

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/8/84/Couleurs_de_l%27hydrog%C3%A8ne_-_Cheng_et_Lee.png/660px-Couleurs_de_l%27hydrog%C3%A8ne_-_Cheng_et_Lee.png

Les couleurs de l’hydrogène schématisent l’empreinte carbone du dihydrogène produit, dans un objectif de décarbonation.

La production d’hydrogène est évaluée en 2021 à 94 millions de tonnes, dont l’essentiel pour le raffinage (élimination du soufre) et la production d’ammoniac ; cette production provient pour 62 % du gaz naturel, 18 % du pétrole, 19 % du charbon, 0,7 % d’une énergie fossile avec captage et valorisation du CO 2 et 0,04 % de l’électrolyse de l’eau10.

L’hydrogène est produit en usine par deux procédés principalement :

à partir d’hydrocarbures ou de charbon. C’est actuellement la solution la plus courante et la plus économique, offrant la meilleure efficacité énergétique mais son coût dépend de celui des produits pétroliers. Néanmoins, cette solution ne fait que reporter le problème de la consommation d’énergies fossiles. Ce procédé représentait 96 % de la production mondiale en 200611. On parle alors d’« hydrogène gris » ; lorsque le CO2 émis par ce procédé est capté puis réutilisé ou stocké, on parle d’« hydrogène bleu ». La technologie du captage et du stockage de carbone est au point mais son utilisation reste balbutiante12 ;
par électrolyse de l’eau. Exempte de rejets de gaz à effet de serre, avec un rendement plus important que la solution énoncée plus haut[réf. nécessaire] mais bien plus onéreuse et consommant de l’électricité. Si cette électricité est verte (produite à partir d’énergie renouvelable), on parle d’« hydrogène vert ». Si l’électricité est décarbonée (énergie renouvelable ou nucléaire) le système est présenté comme « propre » ou vertueux du point de vue climatique, « du puits à la roue ».
Le coût de production de l’« hydrogène vert » est estimé en 2020 à 5 €/kg contre 2,5 €/kg pour l’« hydrogène bleu » et 1,5 €/kg pour l’« hydrogène gris », mais le Conseil de l’hydrogène, qui rassemble les grands industriels du secteur, estime qu’on peut réduire le coût de l’hydrogène « vert » de plus de moitié d’ici à 2030 à condition de déployer les électrolyseurs de façon massive (90 GW) pour faire baisser leur coût et de faire baisser significativement le prix de l’électricité renouvelable grâce au développement de l’éolien en mer. Même dans ce scénario, beaucoup estiment que l’hydrogène ne pourra pas vraiment décoller sans une taxe sur le carbone12. Cependant, le prix de l’hydrogène gris est lié directement au cours du gaz naturel, qui a fortement augmenté en 2021 à la suite du redémarrage de l’économie après la pandémie de Covid-19, faisant monter le coût de production de l’hydrogène gris à 6 €/kg, au moins temporairement, face à un hydrogène vert à 5 €/kg13.

D’autres méthodes de production sont à l’étude comme :

la production biologique d’hydrogène par des algues. Selon Anastasios Melis de l’université de Berkeley, une ferme d’algues de la taille du Texas produirait assez d’hydrogène pour pourvoir aux besoins mondiaux. Environ 25 000 kilomètres carrés suffisent pour remplacer l’utilisation d’essence aux États-Unis (moins du dixième de la surface utilisée pour la culture de soja dans ce pays)14 ;
un hydrogène « turquoise » pourrait un jour provenir d’un craquage thermique transformant le gaz naturel CH 4 en hydrogène et en carbone solide (graphite, actuellement classé matière première critique par l’UE). Cette solution peut être mise en œuvre dans l’industrie métallurgie, via la pyrolyse en présence de métal fondu, elle est explorée par Gazprom et BASF 5 ; des réacteurs nucléaires à très haute température sont également envisagés.
Usages de l’hydrogène

Industrie

L’hydrogène est actuellement utilisé majoritairement dans l’industrie chimique (production d’ammoniac et de méthanol) et pétrochimique (raffinage du pétrole), ainsi que, en quantités moindres, pour la fabrication de graisses végétales15.

Des essais sont en cours pour utiliser de l’hydrogène en remplacement du charbon pour la réduction du minerai de fer, étape initiale de la production d’acier16.

De même, des essais sont en cours pour utiliser de l’hydrogène dans la production du verre. Il est à noter que l’hydrogène s’utilise déjà dans la production de verre plats afin de générer une atmosphère protectrice. Cependant, des projets visent à brûler de l’hydrogène pour l’apport en chaleur nécessaire à la fonte du verre, avec des résultats prometteurs mais encore mitigés17,18.

Transport Articles détaillés : Véhicule à hydrogène et Station à hydrogène.

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/7/7b/BMW_iX5_Hydrogen_IAA_2021_1X7A0194.jpg/220px-BMW_iX5_Hydrogen_IAA_2021_1X7A0194.jpgVéhicule à hydrogène.

Dans le secteur du transport, des véhicules à hydrogène peuvent être utilisés en complément de véhicules à batteries. Du fait d’une moindre autonomie, les moteurs à batteries sont plus adaptés pour des véhicules légers, tandis que l’hydrogène semble plus destiné au transport lourd longue distance. Pour le transport maritime et aérien, la faible densité de l’hydrogène fait que des dérivés comme l’ammoniac ou des combustibles synthétiques pourraient être préférés19.

L’utilisation de l’hydrogène pour le transport nécessiterait des infrastructures importantes, dont les stations-services et pour véhicules électriques, ainsi que pour produire, stocker et transporter l’hydrogène sur des distances à l’échelle d’un pays. Il s’agit d’un effort comparable au développement des filières de distribution du pétrole, qui a demandé plusieurs dizaines d’années. Le coût du déploiement d’un système complet de distribution pourrait demander de 10 à 15 milliards de dollars pour les seuls États-Unis20. Ce frein économique implique que le passage à l’hydrogène ne peut résulter que d’un choix généralisé, et nécessite aussi l’aplanissement des difficultés existantes.

En février 2020, Volvo et Daimler, avec des géants de la logistique tels que Deutsche Post DHL et Schenker déclarent que pour eux, l’avenir du fret poids-lourd est localement électrique pour les trajets courts et hybride (électrique + hydrogène) pour les longs trajets21.

En 2022, l’Allemagne lance une flotte de trains 100% à hydrogène, une première mondiale22.

Production d’électricité

L’hydrogène vert peut être ré-électrifié en fonction de la demande, offrant une source d’énergie renouvelable dégagée des problèmes d’intermittence de production. Le consortium européen Hyflexpower, composé d’une dizaine d’industriels, centres de recherche et universités menés par Engie et Siemens, a démontré la faisabilité de cette solution en 2023 en convertissant une turbine à gaz de 12 MW pour l’alimenter à 100 % avec de l’hydrogène renouvelable. Ce programme de recherche et développement était financé à 70 % par des aides communautaires H2020. Une deuxième étape est en projet pour tester la cogénération de chaleur industrielle et de vapeur23.

Stockage Article détaillé : Stockage de l’hydrogène.

Très peu dense, l’hydrogène doit être comprimé à des pressions importantes (de 200 à 700 bars) pour être transportable dans un volume raisonnable. Outre les problèmes de sécurité qu’elle comporte, cette compression demande beaucoup d’énergie. Néanmoins il peut aussi être stocké dans des gazomètres à très basse pression (2 bars) puis réinjecté dans un réseau gazier à l’image de ce qui se fait déjà pour alimenter les raffineries de pétrole dans le Dunkerquois, dans le nord de la France. Enfin il peut être stocké sous forme solide à travers des hydrures. D’autres solutions sont envisagées mais non maîtrisées pour l’instant ; le stockage sous forme liquide à très basse température est envisagé, mais non maîtrisé à bord d’un véhicule alors qu’il est maîtrisé depuis longtemps pour la fusée Ariane par exemple.

Transport

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/c/c3/Hydrogen_Tube_Trailer.jpg/220px-Hydrogen_Tube_Trailer.jpgTransport d’hydrogène par camion.

L’hydrogène peut être transporté sous diverses formes similaires à celles employées pour le stocker.

Il peut être transporté sous forme gazeuse sous pression. Pour de courtes distances et de faibles quantités, l’hydrogène peut être comprimé et transporté dans des bouteilles ou des réservoirs placés sur des camions. La pression des bouteilles est généralement comprise entre 300-450 bars. Pour de grandes distances et de grandes quantités, il faut envisager un transport par canalisation, soit en construisant des canalisations dédiées, soit en réutilisant le réseau de gaz naturel si les conditions le permettent24,25.

L’hydrogène peut aussi être transporté sous forme liquide. Le processus a d’abord été maîtrisé pour les fusées, et il est envisagé pour le transport par bateau d’un continent à un autre, même si le transport sous forme d’ammoniac lui fait une concurrence rude24,25.

En effet, l’hydrogène peut aussi être utilisé pour former des composés, comme l’ammoniac ou des composés organiques. Ceci se traduit par une perte énergétique lors de sa transformation sous forme de composé dans le lieu d’export, et lors de l’extraction de l’hydrogène dans le lieu d’import s’il y a besoin. Par exemple, il est possible de former de l’ammoniac à partir d’hydrogène et d’azote. L’ammoniac est plus facile à transporter sous forme liquide que l’hydrogène, car il faut le refroidir à -30ºC plutôt qu’à -273ºC. De plus, les pertes par évaporation sont moindres, c’est donc un candidat préféré pour le transport intercontinental par bateau24,25.

Selon l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), dans le cadre du transport à grande échelle de l’hydrogène, il est probable que l’utilisation de canalisations soit le moyen préféré jusqu’à des distances de l’ordre de 7 000 km, et au-delà, l’ammoniac devient intéressant pour le transport par bateau. L’hydrogène liquide resterait un marché de niche seulement pour de grandes quantités sur une distance de l’ordre de 3000-4000 km, ce qui entrave son avenir24.

En décembre 2021, le prototype d’« hydrogénier » (bateau transportant de l’hydrogène liquéfié) Suiso Frontier de Kawasaki Heavy Industries quitte le port japonais de Kobe pour aller à Hastings, en Australie, où il doit récupérer une cargaison d’hydrogène liquéfié ; deux mois plus tard, il effectue à Kobe la première livraison maritime de ce gaz. Mais fin janvier, une vanne automatisée de l’unité de combustion du gaz, mal dimensionnée lors de la conception, provoque une fuite. Kawasaki est obligé à revoir ses plans et ses procédures de contrôle automatisé. Le Suiso Frontier n’est qu’un prototype, capable de transporter au maximum 1 250 m3 d’hydrogène, soit plus de 200 fois moins que la moyenne des méthaniers26.

En juillet 2022, des chercheurs de l’université Deakin (Australie) présentent dans la revue scientifique « Materials Today » un procédé nouveau pour stocker l’hydrogène, ainsi que d’autres gaz, sous la forme d’une simple poudre, grâce à son absorption par du nitrure de bore. L’hydrogène absorbé est conservable dans un contenant sous vide et à température ambiante, donc stockable sans danger. Pour libérer l’hydrogène fixé, il suffit de chauffer la poudre, qui ne perd que 2 % de sa capacité d’absorption à chaque extraction27.

En février 2023, la start-up HySiLabs lève 13 millions € pour créer un pilote industriel de sa technologie de transport de l’hydrogène sous forme d’hydrure de silicium liquide, avec l’appui d’Equinor Ventures et EDP Ventures28.

En mai 2023, TotalEnergies, GTT et Bureau Veritas s’associent au norvégien LMG Marin pour développer un « hydrogénier », un navire inspiré du méthanier, qui pourra transporter l’hydrogène à l’état liquide. La production d’hydrogène vert sera probablement produite à moindre coût dans les régions où l’éolien et le solaire sont bon marché et abondants : Afrique, Moyen-Orient et Amérique du Sud, et il faudra l’exporter vers les lieux de consommation. La liquéfaction apporte une réponse à l’un des gros problèmes de l’hydrogène, sa faible densité volumique. Mais il faut conserver l’hydrogène liquide à une température de −253 °C, nettement inférieure à celle du méthane liquéfié. Pour le maintenir à cette température, on doit consommer une partie de la charge énergétique de l’hydrogène ; cette perte vient s’ajouter à celles subies au moment de la production : environ 30 % à l’électrolyse, puis 30 % de nouveau à la liquéfaction. De plus, on ne peut pas conserver le gaz sans pertes : durant le transport, une partie va se regazéifier ; on récupère ce gaz pour la consommation énergétique à bord. Finalement, le rendement ne serait pas supérieur, aujourd’hui, à 35 %. Le consortium franco-norvégien se donne trois ans pour concevoir un bateau d’une capacité de 150 000 m3, comparable aux méthaniers actuels29.

Rentabilité de la chaine électricité → hydrogène → électricité

Article détaillé : Conversion d’électricité en gaz.

Selon l’ADEME, le rendement de la conversion Électricité → Hydrogène → électricité (en anglais : « Power-to-H2-to-Power ») est de l’ordre de 25 %, voire 30 % avec les meilleurs équipements actuels ; ce rendement énergétique est très inférieur à celui de la combustion directe d’un autre carburant, ou du stockage électrochimique par accumulateurs ou batteries (environ 70 %), mais selon les usages et contextes, les avantages et les contraintes de ces deux solutions peuvent rendre plus avantageuse l’une ou l’autre, ou une combinaison des deux[réf. nécessaire].

Ulf Bossel, spécialiste allemand des piles à combustible, souligne en 2006 que l’électricité produite par les piles à combustible est quatre fois plus coûteuse que celle distribuée par les réseaux électriques du fait du très faible rendement (20 à 25 %) de la chaine électricité → hydrogène → électricité. Il en conclut que « les lois fondamentales de la physique ne pouvant pas être conjurées par la recherche, les politiques ou les investissements, une économie de l’hydrogène ne pourra jamais avoir de sens »30,31.

Selon Samuele Furfari, professeur en géopolitique de l’énergie à l’université libre de Bruxelles, cité par la revue Nature Climate Change5, du seul point de vue de la rentabilité énergétique, l’hydrogène n’est intéressant que quand il est utilisé comme solution à l’intermittence des énergies renouvelables, et qu’il est un non-sens économique dans les autres cas ; dans d’autres publications il considère cette solution comme étant une « utopie »32.

Dans le même article, le Néerlandais Ad van Wijk33 considère quant à lui que l’efficacité ne doit pas être la seule référence, il faut aussi tenir compte du coût global : « un même panneau solaire génèrera 2 à 3 fois plus d’énergie au Sahara qu’aux Pays-Bas. Si vous convertissez cette énergie en hydrogène, le transportez ici et le reconvertissez en énergie via une pile à combustible, vous vous retrouvez avec plus d’énergie que si vous installez ce panneau solaire sur un toit néerlandais. » ; il ajoute qu’un câble électrique transporte au mieux 1 à 2 GW, alors qu’un gazoduc moyen (10 à 20 fois moins cher à construire) en transportera 20 GW5.

D’autres attachent plus d’importance au fait que l’hydrogène n’émet pas de CO2 en brûlant, ce qui en fait un vecteur énergétique idéal en zone densément habitée.

En matière de volume, de rentabilité et d’intérêt écologique - à condition que l’hydrogène soit « vert » - l’industrie lourde (métallurgie notamment) et la chimie constituent le premier potentiel, mais les entreprises ne sont pas prêtes à payer un gaz vert plusieurs fois plus cher que le gris (en 2020) ; ce qui explique, selon Philipp Niessen, directeur pour l’industrie et l’innovation à la Fondation européenne pour le climat, « une poussée de l’industrie lourde pour intégrer l’hydrogène vert dans le transport routier afin que les propriétaires de voitures privées supportent une partie des coûts initiaux. Mais nous pensons que ce sera une ressource rare et qu’il est plus logique d’augmenter la demande dans des secteurs tels que l’industrie lourde où il n’y a pas d’alternative à la décarbonation »5.

Impact environnemental

Une étude parue en juillet 2022 dans la revue Atmospheric Chemistry and Physics de l’Union européenne des géosciences évalue les risques climatiques liés à la production et à l’utilisation d’hydrogène vert ou bleu. Ces risques découlent surtout des fuites d’hydrogène, non négligeables du fait que sa molécule H2, le dihydrogène, est une très petite molécule, connue pour son aptitude à fuir dans l’atmosphère. L’hydrogène présente alors un potentiel de réchauffement important sur les premières années, qui avait été négligé jusqu’ici, car la méthodologie utilisée ne considérait que le potentiel de réchauffement sur un siècle. L’étude modélise les effets de serre dus aux fuites d’hydrogène et conclut que, pour un taux de fuite de 1 %, l’effet est limité, mais pour un taux de fuite de 10 %, il réduit de moitié les gains climatiques apportés par l’hydrogène vert sur les deux premières décennies et de 20 % sur 100 ans. Pour l’hydrogène bleu, en tenant compte des émissions de méthane, le bilan climatique pourrait devenir pire que celui de l’hydrogène d’origine fossile sur plusieurs décennies34. L’ONG américaine Environmental Defense Fund s’appuie sur cet article pour alerter sur la nécessité de mesurer ces fuites et de les réduire, en particulier en produisant l’hydrogène vert sur les sites de consommation35,36.

Mise en œuvre d’une économie hydrogène

L’économie de l’hydrogène est de plus en plus invoquée pour ses potentielles perspectives d’avenir 5, en particulier :

stocker les excédents des énergies renouvelables intermittentes (éolien, solaire, énergie marémotrice, etc.) ;
contribuer à la décarbonation de l’économie : transport longue distance, industrie lourde, chimie, carburants, etc, où l’hydrogène peut remplacer les combustibles fossiles.
L’impact climatique de l’hydrogène dépend entièrement de la manière dont on le produit, qui peut être propre, ou sale s’il provient d’hydrocarbures fossiles ou d’une agrochimie controversée ; Dries Acke (responsable du programme énergie à la Fondation européenne pour le climat, qui vise à catalyser la transition vers une économie neutre en carbone « l’efficacité énergétique, les énergies renouvelables et l’électrification directe sont les principales solutions [au changement climatique]. L’hydrogène intervient autour de cela. Il est essentiel pour atteindre le zéro net dans certains secteurs comme l’industrie, mais nous parlons des derniers 20 % de réduction des émissions »5.

Monde

L’Agence internationale de l’énergie (IEA) a salué son « vaste potentiel » dans un tout premier rapport sur l’hydrogène en juin 2019 37.

Selon Bloomberg New Energy Finance l’hydrogène propre « peut aider à réduire le tiers le plus difficile des émissions mondiales de gaz à effet de serre d’ici 2050 » en mars 202038.

Dans un premier temps l’économie de l’hydrogène visait de grands acteurs industriels ou institutionnels, en raison des couts d’investissements liés à son caractère émergent. Mais des usages plus ’grands publics’ semblent devoir apparaitre avec la démocratisation de la pile à hydrogène ou par exemple une première chaudière murale à hydrogène domestique mise en service (Pays-Bas) mi-2019 avant un test de plus grande envergure est prévu en Grande-Bretagne (plus de 400 machines installées d’ici fin 2020)39.

En 2020, dans le cadre des plans de relance économique, de nombreux projets d’électrolyseurs ont vu le jour, avec des tailles de projets annoncés passant de 10 MW à 1 à 10 GW pour entrée en service en 2030, soit une multiplication par 100 ou 1 000 de la taille des électrolyseurs annoncés en un an ; 80 GW sont en cours de développement, dont 50 GW annoncés en 202040,41.

Le numéro deux mondial des gaz industriels, Air Liquide, prévoit en mars 2021 de tripler son chiffre d’affaires tiré de l’hydrogène, qui assure aujourd’hui moins de 10 % de ses revenus, passant de 2 milliards € aujourd’hui à plus de 6 milliards € en 2035. L’hydrogène représente près de 30 % des émissions d’Air liquide, soit quelque 9 millions de tonnes par an. La firme annonce des capacités d’électrolyse de 3 000 MW en 2030, de quoi assurer 120 millions de tonnes d’hydrogène vert par jour. Elle compte aussi produire de l’hydrogène à partir de biométhane. Au total, près de la moitié de l’hydrogène d’Air Liquide sera produite de façon décarbonée entre 2030 et 203542.

En janvier 2023, une étude de l’Office européen des brevets et de l’Agence internationale de l’énergie révèle que les États membres de l’Union européenne ont déposé 28 % des brevets concernant l’hydrogène au cours de la décennie 2011-2020, devant le Japon (24 %) et les États-Unis (20 %). L’Europe domine le dépôt de brevets sur les électrolyseurs (28 %) ; elle est également en tête sur les dépôts liés au stockage et à la distribution de l’hydrogène (33 %) ; le Japon domine les dépôts de brevets liés aux utilisations finales (28 %), en particulier pour l’automobile. La France se situe au deuxième rang européen derrière l’Allemagne et devant les Pays-Bas, avec 6 % des brevets déposés au niveau mondial43.

Une étude de Deloitte évalue le marché de l’hydrogène en 2050 à 1 400 milliards de dollars et le commerce mondial de 280 milliards de dollars par an. L’hydrogène vert pourrait représenter 85 % de la production en 2050 contre moins de 1 % en 2022. En 2050, quatre régions pèseront ensemble 45 % de la production mondiale d’hydrogène et 90 % du commerce international. L’Afrique du Nord et l’Australie ont le potentiel d’exportation le plus élevé (44 Mt et 16 Mt d’hydrogène respectivement), suivis par l’Amérique du Nord et le Moyen-Orient, puis l’Amérique du Sud et l’ Afrique subsaharienne. L’Afrique du Nord aurait des coûts de production quatre fois inférieurs à ceux de l’Europe en 2050, du fait de son potentiel massif d’énergies renouvelables. L’hydrogène pourrait y engendrer des revenus de 110 milliards de dollars par an en 2050. Selon le rapport, le coût d’installation des panneaux solaires devrait chuter de 45 % entre 2020 et 2050, celui des éoliennes terrestres de 18 % et le prix des électrolyseurs des deux tiers. Le Chili aurait les coûts de production les moins élevés au monde, en dessous de 1 dollar le kilo, suivi par l’Afrique subsaharienne, le Mexique, la Chine, l’Australie et l’Indonésie. La production de l’Europe ne couvrirait pas ses besoins, et le Japon et la Corée du Sud pourraient passer de leur dépendance actuelle au GNL à une dépendance aux importations d’hydrogène vert. Le transport de l’hydrogène sur de longues distances reste un défi. En raison de son point d’ébullition très bas, la liquéfaction de l’hydrogène nécessite une consommation d’énergie importante ; les solutions devraient passer par des dérivés comme l’ammoniac ou le méthanol44.

Europe

En Europe, la mise en œuvre d’un économie hydrogène est organisée par différents acteurs. Le partenariat public-privé Fuel Cell and Hydrogen Joint Undertaking (FCH JU) Hydrogen Europe gère le financement de projets de recherche et de développement. Il est géré par la Commission européenne, l’association d’industriels Hydrogen Europe et l’association d’entités de recherche Hydrogen Europe Research45.

En 2018, l’hydrogène figure dans les huit scénarios d’émissions nettes nulles de CO2 de la Commission européenne pour 2050 46. Et le Pacte vert pour l’Europe engage l’Europe à devenir le premier continent climatiquement neutre du monde d’ici 2050. NEL, fabricant d’électrolyseurs, annonce la création d’une usine avec une capacité de production de 360 MW/an, soit 10 fois sa production annuelle47.

Le 8 juillet 2020, la Commission a présenté son projet hydrogène à l’horizon 2050, avec l’objectif de porter l’hydrogène à 12 ou 14 % du mix énergétique ; la capacité de production devrait atteindre 6 GW en 2024, puis 40 GW en 2030. La Commission estime les besoins d’investissements entre 180 et 470 milliards d’euros d’ici à 2050. Thierry Breton, commissaire européen chargé du Marché intérieur, annonce la création d’une « alliance de l’hydrogène » regroupant industriels, États-membres et représentants de la société civile pour « réindustrialiser l’Europe tout en respectant l’impératif climatique ». La Commission a finalement proposé, au terme de rudes débats internes, de n’exclure aucun mécanisme de production d’hydrogène dans un premier temps : le nucléaire sera maintenu parmi les candidats potentiels, ainsi que les énergies fossiles avec technologies de capture du carbone48.

Les gestionnaires de réseaux gaz GRTgaz (français) et Creos (luxembourgeois et allemand) annoncent en juillet 2020 la création, sur la base d’infrastructures existantes, du réseau d’hydrogène MosaHyc (Moselle Sarre Hydrogène Conversion) à l’horizon 2022 ; ce gazoduc transfrontalier de 70 km desservira des industries mosellanes, sarroises et luxembourgeoise. Sur la plateforme de Carling, Uniper s’apprête à fermer la centrale thermique à charbon Émile-Huchet, libérant une emprise qui pourrait accueillir une unité de production d’hydrogène par électrolyse. Une étude publiée en 2019 par neuf opérateurs du secteur démontre la possibilité d’intégrer à court terme et sans adaptation majeure 10 %, puis 20 % d’hydrogène dans le mix gazier, avant d’envisager à l’horizon 2050 des « clusters » 100 % hydrogène49.

Les projets industriels cherchant à réduire le coût de production d’hydrogène décarboné par un changement d’échelle radical se multiplient : le norvégien Nel annonce fin janvier 2021 un projet de construction d’une nouvelle ligne de production automatisée capable de produire jusqu’à 500 MW par an, espérant ainsi diviser quasiment ses coûts de production par 2 ; le projet du CEA et de Schlumberger de construction d’une « gigafactory » à Béziers à partir de 2025 atteindrait une capacité de production annuelle de 1 GW, avec selon le CEA une cible de moins de 2 € le kilo d’ hydrogène vert, contre un prix qui oscille entre 4 et 6 € en 2020. Siemens Energy et Air liquide annoncent également en février 2021 la signature d’un protocole d’accord afin de produire des électrolyseurs à l’échelle industrielle en France et en Allemagne50. Trois technologies sont envisagées : la technologie la plus mature est l’électrolyse alcaline qui affiche près de 80 % de parts de marché, mais certains industriels comme Siemens Energy, Linde ou Air liquide parient sur le potentiel de la technologie de l’électrolyse PEM, plus réactive face à l’intermittence des énergies renouvelables mais plus chère ; le CEA et Schlumberger explorent une troisième voie, qui jusqu’alors n’a été testée qu’en laboratoire : celle de l’électrolyse à haute température, qui promet d’augmenter les rendements de 20 à 30 %51.

Le 21 septembre 2022, la Commission européenne annonce l’adoption d’un deuxième PIIEC (Projet important d’intérêt européen) sur l’hydrogène. Le premier, adopté en juillet 2022, regroupait une cinquantaine de projets centrés sur les transports. Le deuxième, doté de 5,2 milliards d’euros de fonds publics, vise à stimuler l’approvisionnement en énergie renouvelable ou à faible émission de carbone, et à permettre le premier déploiement industriel de solutions propres dans des secteurs comme le ciment, l’acier ou encore le verre. Il réunit 13 États membres, parmi lesquels les Pays-Bas, l’Espagne, la Belgique et la France, totalisant 29 entreprises pour 35 projets52.

Allemagne

Le ministre de l’Économie, Peter Altmaier, promet le 5 novembre 2019 la finalisation d’ici la fin de 2019 d’une stratégie nationale pour « poser les jalons pour que l’Allemagne devienne le numéro un mondial des technologies de l’hydrogène ». L’Allemagne couvre plus de 40 % de sa consommation d’électricité par les énergies renouvelables et le pays veut porter cette part à 65 % en 2030 ; pour se passer du charbon à partir de 2038, alors qu’il fournissait encore 38 % de la consommation électrique du pays en 2018, il faudra stocker l’énergie produite par les éoliennes et le solaire sous forme d’hydrogène produit par électrolyse, afin de l’utiliser directement, par exemple dans les industries chimique ou sidérurgique, ou comme carburant pour les voitures à hydrogène dont le nombre devrait atteindre 60 000 en 202253.

Le 10 juin 2020, le conseil des ministres allemand adopte sa « stratégie nationale pour l’hydrogène », qui va mobiliser 7 milliards des 130 milliards d’euros du plan de relance allemand : l’Allemagne ambitionne de devenir « le fournisseur et producteur numéro 1 » d’hydrogène. L’objectif est d’atteindre en 2030 une capacité de production d’hydrogène issu de sources d’énergies renouvelables de 5 GW, puis de 10 GW en 2040. Le procédé d’électrolyse de l’eau pour produire de l’hydrogène entraîne une déperdition d’énergie de 30 % ; le gouvernement estime donc qu’il faudra 20 TWh d’électricité renouvelable pour produire les 14 TWh d’hydrogène correspondant aux 5 GW visés. Le gouvernement prévoit 2 milliards d’euros supplémentaires pour développer et sécuriser son approvisionnement au travers de partenariats internationaux ; un premier partenariat a été signé le même jour avec le Maroc. Les efforts seront concentrés sur les secteurs les plus proches de la viabilité économique ou qui ne peuvent être décarbonés autrement, en premier lieu celui de l’acier, qui représentant environ 30 % des émissions de CO2 de l’industrie allemande, ainsi que la chimie et les transports de marchandises ou collectifs ; sous la pression de l’Union CDU-CSU, le plan prévoit aussi 2,1 milliards d’euros de subventions à l’achat de voitures particulières à l’hydrogène sur une enveloppe totale de 3,6 milliards54,55.

En août 2022, le Canada et l’Allemagne annoncent la création d’une « alliance pour l’hydrogène » ouvrant la voie à une « chaîne d’approvisionnement transatlantique »56.

France

En 2019, l’hydrogène consommé en France répond presque exclusivement à des usages industriels non énergétiques, principalement dans les secteurs du raffinage pétrolier et de la chimie. L’hydrogène utilisé dans ces procédés est produit surtout à partir de combustibles fossiles (à 95 % à partir de gaz, pétrole et charbon), émetteurs de CO2. Une partie de cette production est « fatale », inhérente aux activités industrielles concernées. Une autre (environ 40 %) est produite par des unités dédiées de vaporeformage du méthane : elle pourrait être remplacée par de l’hydrogène bas-carbone produite par électrolyse, l’électricité produite en France est déjà très largement décarbonée (à 93 %) et la fermeture annoncée des dernières centrales au charbon en améliorera encore le bilan carbone57.

2015

Quelques collectivités françaises disposent de plans de déploiement de stations de distribution d’hydrogène pour des véhicules à hydrogène58, et le Département de la Manche s’est déjà doté d’une « stratégie hydrogène »59.

2016

En février un avis de l’Ademe 60 rappelle les limites et contraintes de la filière (notamment rendement assez faible et surtout encore évalué à 150 €/MWh pour 2030, soit deux à quatre fois le prix actuel du gaz naturel selon un travail prospectif de l’Agence internationale de l’énergie, mais encourage néanmoins le développement de l’hydrogène qui peut selon l’Ademe, grâce à ses qualités de vecteur énergétique trouver sa place dans le mix énergétique futur.
Le 9 mai 2016, dans le cadre de la « Nouvelle France industrielle », et à la suite d’un rapport de mission des Conseils généraux de l’économie et de l’environnement, un Appel à projet 61 du ministère de l’Environnement vise à développer une économie de l’hydrogène, via la création de chaînes intégrées et complètes de production, de conditionnement, de distribution et de valorisation d’hydrogène dans certains territoires dits « territoires hydrogène ». Les projets peuvent par exemple porter sur la mobilité, l’alimentation énergétique de sites isolés, le lissage de la production énergétique de sources intermittentes, l’injection d’hydrogène dans le réseau de gaz, des usages industriels dont cogénération 59. Le rapport de mission cité plus haut conclut que l’hydrogène-énergie pourrait devenir « visible » vers 2025-2030. Il recommande de structurer la filière via une feuille de route, une gouvernance adaptée et un soutien aux techniques de sécurisation, de réduction des coûts et aux technologies matures et de rupture du Programme des investissements d’avenir (PIA). L’AAP espère « montrer qu’un territoire, dès lors qu’il utilise une source d’hydrogène décarbonée pour satisfaire plusieurs utilisations, peut générer un développement économique rentable et écologique. » La notion de territoire peut ici désigner un territoire urbain, rural, mais aussi des zones d’activités, ports et aéroports, ou des îles.

2017

Un « Conseil de l’hydrogène » a été créé par 13 industriels pour soutenir le développement de l’hydrogène au sein la transition énergétique, puis mi-2017 c’est un club des élus ambassadeurs de l’hydrogène qui s’est formé en lien avec l’Afhypac : l’association française pour l’hydrogène et les piles à combustible), visant le partage d’expériences (sur les freins et leviers de la filière) et un décloisonnement des pratiques (selon Philippe Boucly, son 1er vice-président). Dans le cadre de la Nouvelle France industrielle, l’Afhypac a lancé une initiative « France Hydrogène » appuyant le développement de PPP et la R&D, et rester compétitif face au Japon, à l’Allemagne, et à la Californie). L’Afhypac dit avoir été rejoint par des équipementiers comme Plastic Omnium et Faurecia, par DCNS et par de nombreuses startups et PME. De 2014 à 2017 le nombre de PME et startup adhérentes à l’Afhypac est passé de 13 à 38 (triplement).
Le club demande à Nicolas Hulot la création, à l’image du Fonds Chaleur géré par l’Ademe d’un fonds pour la mobilité durable (au-delà de la seule voie de l’hydrogène). L’Ademe reconnaît manquer de moyens pour soutenir la mobilité soutenable, et priorise le soutien à l’animation de terrain autour de l’écomobilité et de la multimodalité, pour faire évoluer les comportements de mobilité62.

2018

Le 1er juin, le gouvernement français a présenté un plan de « déploiement de l’hydrogène pour la transition énergétique » qui cible les transports, accompagné d’un budget de 100 millions d’euros par an63.

2019

Le 2 avril, EDF lance sa nouvelle filiale Hynamics dont l’objet est la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau et sa commercialisation pour les usages industriels et pour les flottes de véhicules lourds64.

2020

En janvier, RTE publie un rapport sur les perspectives de l’hydrogène bas carbone : à l’horizon 2030-2035, l’enjeu du développement de l’hydrogène bas carbone participe d’une démarche de décarbonation, pour les usages actuels de l’hydrogène dans l’industrie (le remplacement du vaporeformage par l’électrolyse tel que prévu par les orientations des pouvoirs publics conduit à une réduction des émissions en France d’environ 6 millions de tonnes de CO2 par an à l’horizon 2035, soit un peu plus de 1 % des émissions nationales), mais potentiellement aussi pour la mobilité lourde ou, à moyen terme, pour alimenter le réseau de gaz existant en substitution du gaz fossile ; à plus long terme (horizon 2050), les scénarios reposant très majoritairement sur les énergies renouvelables devront nécessairement s’appuyer sur du stockage ; la boucle power-to-gas-to-power, via l’hydrogène, constitue une option à considérer, malgré son faible rendement énergétique (entre 25 % et 35 % selon les technologies actuelles). L’intégration au secteur électrique d’électrolyseurs en grand nombre se traduit par une consommation d’électricité de l’ordre de 30 TWh à horizon 2035, soit 5 % de la production décarbonée prévue à cet horizon, ce qui ne présente pas de difficulté technique particulière, car les électrolyseurs sont par nature flexibles et pourront s’effacer lors des pointes de consommation. La capacité des électrolyseurs à faire varier leur niveau de consommation électrique en quelques secondes leur permet de fournir des services au système électrique, pour l’équilibre offre-demande et pour l’exploitation du réseau, mais la valeur associée à la fourniture de ces services devrait être limitée au regard des coûts des électrolyseurs ; un cas d’intérêt particulier est identifié : la localisation d’électrolyseurs sur les côtes normandes pour contribuer à la résolution des congestions sur le réseau de l’axe Normandie-Manche-Paris en cas de fort développement de la production électrique (éolien en mer et nucléaire) sur cette zone57. L’étude de RTE compare les coûts collectifs (intégrant une hypothèse de valeur du carbone) de trois modes opératoires possibles pour les électrolyseurs : 1) approvisionnement sur le marché pendant les périodes de surplus renouvelable ou nucléaire ; 2) approvisionnement sur le marché de l’électricité en base, hors situations de tension ; 3) couplage avec de la production renouvelable (par exemple photovoltaïque) dans le cadre de modèles « locaux ». Alors que le coût de l’hydrogène produit par vaporeformage est de 1,8 €/kg H2 avec une valeur du carbone de 30 €/t et de 4,9 €/kg H2 avec une valeur du carbone de 375 €/t, les modes 2 et 3 ont un coût intermédiaire entre ces deux valeurs : respectivement 3,0 €/kg H2 et 3,5 €/kg H2 ; le coût du mode 1 apparaît beaucoup trop élevé : 6,7 €/kg H2. Le développement de la production d’hydrogène bas carbone dépendra donc de l’évolution de la fiscalité et du soutien public57.

2021

En janvier 2021, Air Liquide prend une participation de 40 % dans H2V Normandy, qui développe à Port Jérôme (Seine-Maritime) un projet d’usine de production d’hydrogène par électrolyse de l’eau. Cette usine vise une capacité de 30 000 tonnes par an et une puissance de 200 MW, ce qui en fait le plus gros projet au monde de production d’hydrogène par électrolyse. Air Liquide envisage de commercialiser cet hydrogène bas carbone à ses clients de la plateforme pétrochimique de Port Jérôme, ainsi que dans la « mobilité décarbonée lourde » des camions et bateaux fluviaux. Ce type de projet nécessite un soutien public français, européen, et régional pour financer le différentiel de coût entre la production d’hydrogène gris et d’hydrogène bas carbone65.

En août 2021, quatre acteurs au moins ont présenté leurs projets pour implanter des usines de production d’électrolyseurs sur le territoire français : McPhy, Genvia, Elogen et John Cockerill. Ces projets IPCEI (Important Projects of Common European Interest) sont en cours d’instruction et devront être validés par la Commission européenne pour pouvoir bénéficier des aides massives de France Relance et des Investissements d’avenir. Le gouvernement va dépenser 7 milliards d’euros en moins de dix ans pour soutenir la filière industrielle des électrolyseurs ; il vise d’ici à 2030 des capacités de production d’hydrogène décarboné par électrolyse de l’eau de 6,5 GW et 100 000 à 150 000 emplois66.

2022

Le 8 mars 2022, le ministre de l’Économie Bruno Le Maire dévoile la liste des 15 premiers projets du volet hydrogène de France Relance doté de 7 milliards €. La start-up française Elogen, ex-Areva H2Gen, filiale de l’ingéniériste gazier GTT (Gaztransport et Technigaz), va construire une gigafactory d’électrolyseurs à Vendôme (Loir-et-Cher), conçue pour produire 1 GW par an d’électrolyseurs de grande capacité à partir de 2025. Elogen fabrique déjà depuis janvier 2022, sur son site des Ulis (Essonne), 160 MW/an d’électrolyseurs, soit la plus grande capacité de production sur le territoire français selon son directeur général67.

Le 13 avril 2022, EDF annonce 2 à 3 milliards € d’investissements pour parvenir à produire 450 000 tonnes par an d’hydrogène en 2030 grâce à une capacité de production d’hydrogène par électrolyse de l’eau de 3 GW, évitant l’émission de 3 millions de tonnes de CO2 par an. Engie vise 4 GW de capacité de production d’hydrogène en 2030, et Air Liquide et TotalEnergies se lancent aussi sur ce créneau68.

Le 28 septembre 2022, la Première ministre Élisabeth Borne présente la liste des dix premiers projets retenus par Bruxelles et Paris pour amorcer la création d’une filière hydrogène en France ; ces projets font partie des 41 projets centrés sur la mobilité sélectionnés par la Commission européenne dans le cadre d’un PIIEC (projet important d’intérêt commun). L’État français va investir 2,1 milliards € qui accompagneront 3,2 milliards € d’investissement des acteurs privés. À Belfort, McPhy va lancer un programme de développement et de premier déploiement industriel d’électrolyseurs alcalins de nouvelle génération. À Saint-Fons (Rhône), Symbio-Hymotive va industrialiser une nouvelle génération de piles à combustible plus performante et à coût très réduit. Alstom va développer une locomotive de manœuvre à hydrogène. Arkema mettra au point des matériaux durables de haute performance qui serviront à l’hydrogène pour la mobilité. Plastic Omnium va construire à Venette, un site de production de réservoirs à hydrogène. Trois autres vagues de projets européens sont attendues. La prochaine, autorisée la semaine précédente par la Commission européenne, soutiendra la production et les usages de l’hydrogène décarboné. Pour les deux dernières vagues, une dizaine de dossiers restent en lice, centrés sur les infrastructures de production et de la mobilité hydrogène69. Autre projet soutenu dans le PIIEC, l’usine de Béziers de Genvia produira des électrolyseurs à haute température70.

Royaume-Uni

Le gouvernement britannique présente le 17 août 2021 son plan de développement de la production d’hydrogène. L’objectif est d’atteindre 5 GW de production à l’horizon 2030 grâce à 4,7 milliards € de co-investissements avec le secteur privé d’ici à 2030 ; l’hydrogène pourrait représenter de 20 % à 35 % de la consommation énergétique du pays d’ici à 205071.

Japon

Le gouvernement conservateur de Fumio Kishida prévoit en 2023 de mobiliser, sur quinze ans, 15 000 milliards de yens, soit 100 milliards d’euros, en fonds publics et privés, pour construire un réseau d’approvisionnement international et multiplier les usages du gaz au Japon. La consommation japonaise d’hydrogène passerait de deux millions de tonnes par an en 2022 à 12 millions de tonnes en 2040. Le gouvernement compte stimuler le recours à hydrogène, ou à l’ammoniac, dans l’industrie lourde (production d’acier), le résidentiel, la mobilité ou en cogénération (hydrogène mélangé à du gaz naturel) dans ses centrales électriques ; il prévoit d’importer l’essentiel de son hydrogène. Il prévoit de mobiliser 60 milliards d’euros d’argent public, sur dix ans, notamment pour soutenir les projets de ses grands industriels et leurs technologies en Australie, en Asie du Sud-Est, au Moyen-Orient et en Amérique latine sur des dizaines de sites fabriquant différentes formes d’hydrogène : un peu d’hydrogène vert, produit à partir d’énergies renouvelables, mais pour l’essentiel de l’« hydrogène bleu » (issu d’énergies fossiles et avec captage du CO2), et surtout de l’hydrogène gris, fabriqué à partir de charbon ou de gaz sans captage. Le Renewable Energy Institute regrette ce faible engagement en faveur de l’hydrogène vert et rappelle les considérables retards des précédents plans hydrogène japonais : alors que le Japon assurait, à la fin des années 2010, que 200000 véhicules fonctionnant sur des piles à combustibles parcourraient ses routes en 2025, il y en a moins de 8 000 en 202372.

Chili

Le Chili dispose de conditions d’ensoleillement et de vents permettant la production d’hydrogène vert la moins chère du monde. Les principaux projets sont localisés au sud du Chili, dans la région de Magallanes et au nord, dans la région d’Antofagasta. L’objectif du gouvernement dans l’hydrogène vert pour 2030 est une production d’électricité pour l’électrolyse de 25 GW73.

Voir aussi :

Chronologie des technologies de l’hydrogène
Conversion d’électricité en gaz
Dihydrogène
Hydrogène
Pile à combustible
Production d’hydrogène
Production biologique d’hydrogène par des algues
Stockage de l’hydrogène
Véhicule à hydrogène
Station à hydrogène
Source de l’article complet avec Notes, références et bibliographie sur ce site :

https://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89conomie_hydrog%C3%A8ne

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Atlantico Green - Faut-il croire aux promesses de l’hydrogène, cette vaste source d’énergie propre enfouie profondément sous terre ? – Par Damien Ernst – Document ‘Atlantico’ – 17/12/2023
Les gisements d’hydrogène naturel promettent une énergie abondante. La France possède d’importantes réserves.

Image : Des salariés travaillent sur le site de production d’hydrogène de Lhyfe, à Bouin, dans l’ouest de la France, en juin 2023. ©Sébastien SALOM-GOMIS / AFP

Damien Ernst est professeur titulaire à l’Université de Liège et à Télécom Paris. Il dirige des recherches dédiées aux réseaux électriques intelligents. Il intervient régulièrement dans les médias sur les sujets liés à l’énergie. Voir la bio »

Atlantico : Le plus grand gisement potentiel d’hydrogène naturel du monde a récemment été identifié en France, en Lorraine. Ce site pourrait contenir jusqu’à 46 millions de tonnes d’hydrogène blanc. L’hydrogène est-il réellement une source d’énergie propre et viable dans la lutte contre le réchauffement climatique ?

Damien Ernst : L’hydrogène découvert dans les sites miniers, appelé l’hydrogène blanc, est un hydrogène trouvé à l’état naturel comme on trouve du méthane, butane et propane. Brûler cet hydrogène n’émet que de l’eau, contrairement à la combustion du méthane, qui produit du CO2. La question est donc de savoir si nous pouvons extraire cet hydrogène de manière efficace et naturelle. Si c’était le cas, nous disposerions d’une source d’énergie extrêmement propre.

Cette source d’énergie est-elle vraiment abondante ?

C’est une question cruciale. Pour comprendre, examinons le processus de création de l’hydrogène blanc. Lorsque l’eau pénètre dans le sol à une certaine profondeur et rencontre des minerais métalliques tels que le fer, qui oxydent l’oxygène de l’eau (H2O) lors de réactions chimiques, des oxydes se forment. À certaines profondeurs, cet hydrogène n’est pas libéré et reste capturé dans le sous-sol. En substance, là où l’eau a pu s’infiltrer et interagir avec des minerais oxydants, on pourrait potentiellement trouver de l’hydrogène blanc. La découverte de ces gisements a été complexe en raison des profondeurs extrêmes, mais le mécanisme suggère que cette ressource pourrait exister dans de nombreux endroits du globe. Cependant, évaluer pleinement le potentiel reste un défi.

Quels espoirs pourraient susciter la découverte du gisement de 46 millions de tonnes en Lorraine, présenté comme le plus important au monde ?

La notion d’« important » dépend de quantités significatives ayant une valeur sur les marchés et de leur capacité à approvisionner une part substantielle de la France en énergie sur plusieurs décennies. Dans le cas du gisement découvert en Lorraine, il est encore trop tôt pour l’affirmer avec certitude. Une incertitude supplémentaire réside dans les méthodes d’extraction de cet hydrogène, qui se trouve à plus d’un kilomètre de profondeur. Bien que sa pureté puisse augmenter à des profondeurs de deux à trois kilomètres, il ne sera jamais totalement pur, nécessitant un processus de purification. L’endroit où cette purification doit avoir lieu, en surface ou dans le sous-sol, est une question technique importante. De plus, l’hydrogène, en tant que gaz, est complexe à manipuler, car ses petites molécules ont tendance à s’échapper rapidement, soulevant de nombreuses questions techniques.

Ces difficultés d’extraction peuvent-elles remettent en cause l’intérêt du site ?

Deux aspects cruciaux méritent une attention particulière. Tout d’abord, il est crucial de déterminer si l’extraction peut être réalisée de manière écologique, sans impacter l’environnement. Les industries minières, pétrolières et gazières ont souvent été associées à des problèmes de pollution, et cela reste une préoccupation. Deuxièmement, la question du prix est primordiale. L’hydrogène peut également être produit par électrolyse de l’eau de manière totalement décarbonée, si l’électricité vient de sources nucléaires ou renouvelables. Si cette méthode est moins onéreuse que l’extraction minière, alors le gisement trouvé en Lorraine aura un intérêt moindre.

Des gouvernements et des entreprises du monde entier misent sur l’hydrogène comme une pierre angulaire de la lutte contre le changement climatique. Est-ce vraiment possible ?

L’intégration de l’hydrogène dans des applications de consommation d’énergie, telles que le chauffage domestique ou les véhicules à hydrogène, semble difficile à concrétiser. Ainsi, aujourd’hui, on constate que ces idées suscitent des doutes généralisés. En revanche, l’hydrogène pourrait jouer un rôle crucial dès sa création en étant utilisé comme matière première pour synthétiser des combustibles ou des carburants distincts de l’hydrogène pur. Ces combustibles, tels que le méthane, le kérosène, l’essence ou le diesel, pourraient être utilisés par le consommateur final. Ainsi, plutôt que d’être directement consommé, l’hydrogène serait davantage utilisé comme composant clé dans la production de molécules énergétiques destinées à l’usage final du consommateur.

Mots-Clés : France, recherche, Pollution, environnement, innovation, hydrogène, extraction, réchauffement climatique, CO2

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Stratégie hydrogène : la France détaille sa nouvelle feuille de route - 19.12.2023 11:00 – Par Michaël TORREGROSSA – Document ‘h2-mobile.fr’
Le gouvernement vient de publier un document donnant les grandes lignes de la révision de la stratégie nationale hydrogène. Celle-ci est mise en consultation jusqu’au 19 janvier 2024.
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Comme un cadeau sous le sapin, le gouvernement vient de donner de nouveaux détails quant à la révision de la stratégie hydrogène nationale via un document publié sur le site du Ministère de la Transition Energétique. Totalisant 37 pages, celui-ci précise les nouvelles ambitions et vise à remplacer la précédente stratégie, publiée en septembre 2020.

Mobilité : une approche liée aux usages

Alors que la première stratégie orientait principalement l’hydrogène vers la mobilité lourde pour le secteur routier, la nouvelle axe sa réflexion sur les usages. « La pertinence de cette solution devra se mesurer non par segments (mobilités lourdes vs. Autres) mais avant tout aux usages qui pourront en être faits face aux opportunités offertes par d’autres motorisations, dont en particulier les batteries électriques » précise le gouvernement.
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En d’autres termes, l’approche reste « Battery First ». L’idée est ainsi de s’orienter vers l’hydrogène uniquement lorsque les performances requises ne permettent pas le recours à l’électrique à batteries. Quelques exemples sont communiqués tels que des « usages intensifs sur la même journée » pour des utilitaires et des bus ou des kilométrages journaliers très importants pour les poids lourds et les autocars. S’y ajoutent des secteurs particuliers tels que les engins de chantier ou agricoles et les véhicules off-road.

La voiture hydrogène mise de côté
Pour ce qui est de la voiture à hydrogène, la position est sans appel. « Aucun cas d’usage pertinent ne peut se dessiner sur les véhicules particuliers, pour lesquels les motorisations électriques à batteries seront sans regret » précise le document.

Au-delà du routier, le gouvernement évoque les possibilités de l’hydrogène pour le ferroviaire, où des « solutions matures » sont attendues d’ici à la fin de la décennie. Pour les domaines maritimes, fluviaux et aériens, le gouvernement estime les travaux encore « prospectifs » avec des perspectives d’industrialisation « conséquentes » qui ne devraient pas intervenir avant la prochaine décennie. « Des motorisations alternatives comme les biocarburants ou les carburants de synthèse assureront dans l’intervalle la plus grande part de la décarbonation de ces secteurs » précise le document.
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Sur le volet infrastructures, le gouvernement entend « mettre en œuvre les moyens nécessaires » pour atteindre les objectifs du nouveau règlement AFIR. Pour rappel, celui-ci impose des stations tous les 200 km le long des principaux axes routiers et une station par nœud urbain d’ici à 2030.

Une stratégie ouverte aux importations

Conformément aux annonces d’Agnès Pannier-Runacher, la France entend porter sa capacité de production d’hydrogène vert par électrolyse à 6,5 GW en 2030 et 10 GW en 2035 via plusieurs financements successifs.
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Alors qu’il souhaitait jusqu’ici favoriser l’hydrogène produit localement, le gouvernement s’ouvre désormais aux importations. « Le recours aux importations d’hydrogène décarboné à moyen terme pourrait représenter des opportunités en complément de la production nationale, dans une économie ouverte » précise le document du Ministère. Ce dernier estime toutefois que les « volumes d’import d’hydrogène seront très limités » d’ici à 2030 compte tenu des limites technologiques du transport de l’hydrogène à l’état liquide et du déploiement des réseaux de canalisations « grande distance ».

Explorer l’hydrogène blanc

Dans la continuité des annonces réalisées par Emmanuel Macron le 11 décembre dernier, le gouvernement allouera des financements inédits pour explorer le potentiel de l’hydrogène blanc.
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Dans le cadre de France 2030, le gouvernement entend ainsi lancer une « étude exploratoire sur l’hydrogène naturel » visant à évaluer d’ici à 2025 les potentiels d’extraction en France, mais aussi les intérêts économiques et impacts environnementaux.

Vers des hubs régionaux

Pour continuer d’accompagner le développement d’écosystèmes territoriaux, la France entend développer un réseau de hubs hydrogène. Dits « infra-hubs », ces derniers permettront d’assurer par le biais de canalisations le transport de l’hydrogène dans des bassins industriels prioritaires. Sont notamment cités Fos-Marseille, Dunkerque, Haver-Estuaire de la Seine et la Vallée de la Chimie. « Cela représente à court terme environ 500 km de canalisations » chiffre le gouvernement.

En consultation jusqu’au 19 janvier 2024

Les acteurs intéressés ont jusqu’au 19 janvier 2024, 23h, pour participer à la consultation en adressant leurs contributions à l’adresse suivante : SNH2@climat-energie.gouv.fr.
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Un Conseil national de l’hydrogène se réunira début 2024 pour entériner la révision de la stratégie.

Aller plus loin : Télécharger le document

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Source : https://www.h2-mobile.fr/actus/strategie-hydrogene-france-detaille-nouvelle-feuille-de-route/

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Finances – Conseils - Hydrogène : 3 actions à détenir avant 2024 – Communiqué du ‘club-des-investisseurs-independants.com’
L’hydrogène est LE secteur qui recueille parmi les plus grosses plus-values du marché en ce moment et cela risque d’accélérer encore plus en 2024.

Pourquoi ? Les prix du pétrole et du gaz battent des records, les pénuries menacent. La transition vers de nouvelles énergies est en marche.

Je vous parle ici de plusieurs milliards d’euros qui sont actuellement investis dans cette énergie incroyable tant par les entreprises privées...

EDF : 3 milliards ;
BOSH : 550 Millions ;
Que par les Etats :

8 milliards par les US ;
9 milliards d’euros sont prévus dans les énergies vertes par les Français, dont 1,9 milliards dans l’hydrogène ;
Emmanuel Macron l’a annoncé : “On doit développer notre offre industrielle dans l’hydrogène et donc investir massivement dans cette filière “
Et vous allez pouvoir bénéficier de cette explosion grâce à des entreprises qui émergent sur le marché :

+599% en 7 mois pour Plug Power, une entreprise américaine spécialisée dans le développement de piles à combustible à hydrogène

https://www.club-des-investisseurs-independants.com/leads/Hydrogene-le-nouvel-or-bleu-s_assets/img/2_original.png

+923% sur Bloom Energy, une autre entreprise qui fabrique elle aussi des piles à hydrogène

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ou encore +1096% pour FuelCell Energy qui, elle conçoit, fabrique, exploite et entretient des centrales à hydrogène

https://www.club-des-investisseurs-independants.com/leads/Hydrogene-le-nouvel-or-bleu-s_assets/img/4_original.png

C’est un investissement à très haut potentiel, comme c’est souvent le cas pour les matières premières.

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Comment l’hydrogène peut contribuer à l’autonomie énergétique des îles… en produisant du froid - Nouvelle publication UBFC dans ‘The Conversation France’

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Auteurs :
Daniel Hissel, Université de Franche-Comté – UBFC
Driss Stitou, Centre national de la recherche scientifique (CNRS)
Pascal Ortega, Université de la Polynésie Française

L’hydrogène permet de transporter et stocker l’énergie, et est aujourd’hui considéré comme un axe majeur de développement de notre futur mix énergétique. En territoire insulaire, sa production locale à partir de ressources d’origine renouvelable trouve tout son sens. Au-delà de l’axe bien maîtrisé de production d’électricité à partir de l’hydrogène stocké potentiellement sur de longues durées, nous développons actuellement un système qui permettrait aussi la production simultanée de froid.

Il s’agit donc de développer un système autonome permettant d’assurer la fourniture en électricité et en climatisation d’un logement ou local tertiaire situé en territoire insulaire. Le soleil est la source d’énergie primaire : l’énergie électrique produite par des panneaux photovoltaïques est utilisée directement ou stockée dans des batteries pour des besoins court-terme, ou sous forme d’hydrogène pour des besoins plus long terme.

Au moment où l’on a besoin d’électricité, on utilise une pile à hydrogène : l’hydrogène réagit avec l’oxygène de l’air de manière contrôlée. Cette réaction permet donc la production d’électricité, mais aussi d’eau et de chaleur, car elle est « exothermique ».

Cette chaleur (de même que celle produite lors de la réaction d’électrolyse de l’eau lors de la phase de stockage) peut être stockée à son tour, ce qui permet de l’exploiter ultérieurement pour la transformer en froid, sans apport extérieur d’énergie. Le « réacteur thermochimique » est lui-même intégré dans une pompe à chaleur traditionnelle, l’ensemble étant conçu pour permettre une optimisation fonctionnelle dans toutes les conditions opératoires, en présence et en absence d’énergie solaire.

Le défi de l’énergie dans les régions isolées

Dans la plupart des régions, les réseaux énergétiques sont interconnectés pour améliorer leur stabilité. À l’échelle européenne par exemple, ceci permet d’équilibrer une région où il y aurait un surplus de production d’électricité (beaucoup de vent par exemple) avec des régions où il y aurait momentanément un déficit de production.

Les régions isolées, et en particulier les îles, constituent un cas particulier puisqu’elles sont par nature isolées des réseaux continentaux. Ces régions ont donc des systèmes de gestion de l’énergie bien particuliers, et peuvent notamment être gérées grâce à des « microréseaux isolés ». Cette isolation des réseaux électriques limite considérablement le taux de pénétration des énergies intermittentes, comme les énergies solaires et éoliennes par exemple.

L’idée du stockage de l’électricité produite par des énergies renouvelables intermittentes à l’aide du vecteur hydrogène dans ces microréseaux n’est pas nouvelle. L’originalité réside ici dans le couplage des trois vecteurs : électricité, thermique et hydrogène pour la trigénération : production d’électricité, production de chaleur et/ou production de froid.

Cette approche doit permettre notamment d’augmenter les rendements énergétiques des piles à combustible et des électrolyseurs d’eau, et de manière générale du système complet, en valorisant la chaleur produite lors des réactions électrochimiques.

https://images.theconversation.com/files/413103/original/file-20210726-19-nsug53.jpg?ixlib=rb-1.1.0&q=45&auto=format&w=754&fit=clip

Schéma de principe du dispositif RECIF : l’électricité générée grâce à l’énergie solaire photovoltaïque est utilisée pour charger des batteries ou générer de l’hydrogène (solutions de stockage) ou pour alimenter des pompes à chaleur ou des bâtiments. Ce système électrique est couplé à un système thermique de stockage et de production de froid. Auteurs, Fourni par l’auteur

Notre système a tout d’abord été conçu, réalisé, optimisé et testé à Belfort. Il a été ensuite conteneurisé et a pris le bateau direction Tahiti. Arrivé début 2021, il a été installé sur le site de l’Université de Polynésie française, au laboratoire GEPASUD pour les phases de test et d’évaluation opérationnelle du système en conditions d’usage réelles. En effet, Tahiti est un site à la fois insulaire et tropical, où la ressource solaire est abondante toute l’année, mais caractérisée par une forte intermittence et où la climatisation représente une part importante de la consommation globale d’électricité.

La variété des technologies de stockage, clef de voûte d’un système résilient

Pour compenser la fluctuation des énergies intermittentes, des éléments de stockage sont indispensables. Les techniques de stockage sont très variées et se caractérisent par leur nature (électrique, chimique, mécanique, thermique notamment) et par leurs performances en termes de rendement, de capacité de stockage, de temps de charge/décharge et de réaction, de durée de vie, d’autonomie et de retour sur investissement. La diversité des cahiers des charges est telle qu’il n’existe pas un système de stockage « idéal ».

Face aux limites des systèmes existants de stockage thermique et électrique, une nouvelle approche scientifique proposant la définition et l’optimisation d’un système complexe intégrant plusieurs composants aux caractéristiques différentes et complémentaires est ici explorée, dans ce projet RECIF. Les procédés de stockage thermochimique, les piles à combustible et électrolyseurs couplés à un stockage d’hydrogène constituent, dans ce cadre, des solutions innovantes et prometteuses.

Les procédés thermochimiques sont particulièrement pertinents pour le stockage/production de froid de par leur flexibilité de fonctionnement et leur forte densité énergétique effective de stockage. De tels procédés sont basés sur des réactions chimiques solide/gaz renversables, c’est-à-dire que l’on peut les effectuer dans un sens ou dans l’autre selon les conditions d’opération. Ils permettent in fine de stocker de l’énergie, thermique ou mécanique sous la forme d’un potentiel chimique afin de permettre une production différée directe de froid.

Ainsi, il est possible de valoriser l’énergie thermique libérée par les réactions électrochimiques existantes au sein des piles à combustible et des électrolyseurs, dans un objectif ultime d’augmentation significative de leur « efficience énergétique » (plus large que la seule « efficacité énergétique », car incluant également des notions de recyclabilité et d’analyse en cycle de vie).

Un système d’intelligence artificielle pilote les flux énergétiques au sein du système complet, en intégrant la prévision de la ressource solaire et de la demande en électricité et froid à différentes échéances. L’objectif de cet outil de gestion, en développement, est d’utiliser au mieux les caractéristiques de chaque sous-système, dans l’objectif d’en maximiser l’efficience énergétique et économique ainsi que la durabilité.

Cet article a été coécrit avec Sébastien Faivre, ingénieur et Président directeur général chez H2SYS, Belfort.

Daniel Hissel, Professeur des Universités, Directeur-Adjoint fédération nationale hydrogène CNRS, Responsable équipe SHARPAC/FEMTO-ST, Université de Franche-Comté – UBFC ; Driss Stitou, Ingénieur de Recherche CNRS, HDR – Thermodynamique, Energetique, Procédés de conversion/stockage thermochimique, Centre national de la recherche scientifique (CNRS) et Pascal Ortega, Professeur en Physique, Université de la Polynésie Française

Cet article est republié à partir de The Conversation sous licence ‘Creative Commons’.
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A suivre / Partie 2 de la Série Energies Transitions Hydrogène

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