Les enjeux de l’Hydrogène : le rapport de l’Académie des technologies ! 1) Introduction, généralités, production, labellisation

Pour le rapport : https://www.academie-technologies.fr/blog/categories/publications-de-l-academie/posts/l-hydrogene-le-nouvel-eldorado-vert

Résume_Introduction

« Les objectifs de réduction drastique des émissions de CO2, voire de neutralité carbone en 2050, provoquent dans de nombreux pays dont la France un regain d’intérêt pour la production d’hydrogène décarboné. De nouveaux usages de cet hydrogène sont envisagés tels que la substitution à l’hydrogène carboné dans l’industrie, l’injection jusqu’à 20 % dans les réseaux de gaz naturel, la transformation en méthane ou en carburants liquides (e-fuels et notamment carburants de synthèse pour le transport aérien), la production d’électricité par conversion dans des piles à combustible (PAC) stationnaires (alimentation d’écoquartiers ou de bâtiments) ou embarquées dans des véhicules. L’hydrogène est parfois évoqué comme un vecteur de stockage d’énergies solaires et éoliennes intermittentes. Ces différents usages viendront en concurrence compte tenu du potentiel limité de production d’hydrogène décarboné en France, hors recours à l’électricité nucléaire.

L’Académie analyse les problématiques de production, stockage, distribution, et risques associés pour en déduire les usages prometteurs et en écartant certains au regard des critères économiques et de faisabilité comme par exemple le stockage massif d’hydrogène à partir d’énergies renouvelables pour produire in fine de l’électricité »

Commentaire : l’hydrogène, ça peut servir à beaucoup de choses : décarboner certaines industries, remplacement partiel ou total du méthane et/ou synthèse d’autres hydrocarbures, mobilité, stockage d’énergie.

Dès l’introduction, l’Académie prévient :  - 1) il faut que l’hydrogène soit, par son mode de production, décarbonné ;  2) l’hydrogène comme stockage des énergies intermittentes, ça le fait pas ; 3) si on veut beaucoup d’hydrogène pour beaucoup d’usages, il faut du nucléaire !

Quelques données caractéristiques sur l’hydrogène

La France produit et utilise 922 000 tonnes d’hydrogène par an et dispose de plusieurs réseaux privés de transport d’hydrogène, de plus de 300 km de longueur. La production mondiale, en croissance, avoisine les 70 millions de tonnes.

Plus de la moitié de la production annuelle française d’hydrogène, qui est d’environ 900 000 t, est de l’hydrogène fatal, c’est-à -dire qu’il est produit en association avec des processus industriels qui n’ont pas la production d’hydrogène comme objectif : industriel du chlore (6%), cokeries (14%), Raffineries (40%)

L’hydrogène présente une grande mobilité qui induit une possibilité plus importante de fuite que le méthane ; par ailleurs, il peut se recombiner avec beaucoup d’éléments et et fragiliser des contenants métalliques ou minéraux ;  c’est un inconvénient pour le transport et le stockage, mais qui n’est pas rédhibitoire…

L’hydrogène peut exploser pour une concentration ddans l’air comprise entre 4 % et 75 %,  condition qui ne peut être rencontrée que dans un volume restreint  du fait de la grande légèreté et de la grande vitesse de diffusion de l’hydrogène qui se traduit par une dilution rapide dans l’air.

La combustion de l’hydrogène crée une flamme très chaude, plus de 2000°C, mais quasiment invisible en plein jour. Cet aspect est évidemment à prendre en compte dans les opérations de secours. Cependan l’hydrogène présente aussi des caractéristiques très favorables en termes de sécurité : le faible rayonnement de sa flamme, ce qui en cas d’incendie limite fortement le risque de propagation par effet de rayonnement thermique ; une absence de toxicité (en cas de contact, d’inhalation…) ; sa diffusion élevée. Il se dilue quatre fois plus vite dans l’air que le gaz naturel et douze fois plus vite que les vapeurs d'essence, ce qui réduit les risques d’accumulations explosives.

Tout ceci n’empêche pas son utilisation, par exemple, les voitures à hydrogène sont homologuées en France depuis décembre 2011

La densité de l’hydrogène gaz à température et pression ambiante est presque 10 fois moins que celle du méthane, celle de l’hydrogène liquide est presque 10 fois moins que celle de l’essence, mais l’hydrogène n’est liquide qu’à très basse température (vers -250°C, à une vingtaine de degré du zéro absolu).

Le pouvoir calorifique de l’hydrogène est élevé en masse, plus de deux fois celui du méthane. Par contre, le pouvoir calorifique en volume est environ trois fois plus faible que celui du méthane (important pour les réservoirs). Ceci veut dire que pour une canalisation de gaz de même diamètre, il faut un débit volumique d’hydrogène 3 fois supérieur à celui du méthane pour obtenir la même capacité calorifique.

La compression de l’hydrogène gaz à 700 bars permet d’atteindre une densité de 58 kg/m3 (moins de 10% de celle de l’essence) mais consomme 5% du pouvoir énergétique de l’hydrogène ;  la liquéfaction de l’hydrogène permet d’augmenter la densité (71 kg/m3), mais au prix d’un coût énergétique important (entre 20 et 50% du pouvoir énergétique initial) et d’une température proche du zéro absolu.

La consommation annuelle d’hydrogène en France aujourd’hui est d’environ 922 000 tonnes, obtenues par vaporeformage d’hydrocarbures. Pour le vaporeformage du méthane cela correspond à l’émission d’environ 9 Mt de CO2 (à comparer avec un total d’environ 320 Mt de CO2 émises en France).

• Le coût de l’hydrogène obtenu par vaporeformage est de l’ordre de 1,5 €/kg à 2 €/kg.  Le coût de l’hydrogène obtenu par électrolyse est de l’ordre de 5 à 8 €/kg.

• La production annuelle de 1 Mt d’hydrogène par électrolyse consommerait environ 12 % de la production d’électricité aujourd’hui.

Comment produire de l’hydrogène décarboné ?

L’essentiel de l’hydrogène est actuellement produit par vaporeformage d’hydrocarbures. Les procédés sont matures, mais fortement émetteurs de CO2. Les procédés de production par électrolyse (alcaline, ou avec membranes échangeuses de protons “PEM” sont matures, mais sensiblement plus coûteux que le vaporeformage. L’hydrogène produit par électrolyse n’est un vecteur décarboné que si la production d’électricité l’est également…

Economie de la production d’hydrogène :

Production par électrolyse

Actuellement, le seul procédé disponible permettant de produire de l’hydrogène décarboné en quantité industrielle est l’électrolyse de l’eau, à la condition que l’électricité elle-même soit décarbonée. Trois principaux procédés coexistent : 1) l’électrolyse de l’eau avec ajout d’une solution alcaline (généralement KOH).  Le rendement est un peu supérieur à 70 % ; 2) l’électrolyse avec membrane échangeuse de protons (PEM) (rdt60% prévu d’évoluer vers 70% ;  3) l’électrolyse à haute température (PCFC ou SOEC), nécessite des températures élevées, pas très flexible, mais a un meilleur rendement si l’on peut récupérer et valoriser la chaleur. Certains de ces électrolyseurs pourraient être couplés avec des réacteurs nucléaires à cogénération, ou des centrales solaires à concentration. Pas mature, développements sont à long terme.

Coûts :

En résumé : coûts : 2,5 à 9,5 €/kg d’hydrogène ; installations matures (alcalin), en cours de maturation (PEM), industriellement prospectives (SOEC) : les déterminants principaux de l’évolution des coûts sont,le  prix de l’électricité, pour 75 % si le taux de charge est suffisant (4 000h environ au minimum), l’amortissement des installations (fonction du taux de charge).

Selon un inventaire des dispositifs installés en 2017 la consommation d’électricité des technologies alcalines et PEM est de 55 à 70 kWh/kg d‘H2 produit, et de 41 à 43 kWh/kg pour les technologies à haute température (qui nécessitent une source de chaleur, souvent considérée comme fatale et donc non comptabilisée.

Stockage des énergies renouvelables : l’Académie remet les choses au point !

L’hydrogène produit par électrolyse (ou potentiellement à terme par les technologies plasma) pourrait permettre d’absorber – ou de compenser – les périodes de découplage entre production et consommation résultant de l’introduction dans le réseau d’énergies renouvelables intermittentes. Cette forme de « stockage d’électricité » permettrait le stockage de grandes quantités d’énergie sur de longues durées.

L’Académie analyse les problématiques de production, stockage, distribution, et risques associés pour en déduire les usages prometteurs et en écartant certains au regard des critères économiques et de faisabilité comme par exemple le stockage massif d’hydrogène à partir d’énergies renouvelables pour produire in fine de l’électricité.

L’utilisation massive d’hydrogène comme stockage intermédiaire d’énergie électrique intermittente (éolien et solaire) dans la chaîne Power-to-Gas-to-Power se heurte à des obstacles rédhibitoires tenant aux volumes considérables des stockages d’hydrogène requis et au faible facteur de charge des électrolyseurs et piles à combustible de la chaîne « conversion-stockage-conversion » qui obère considérablement les coûts.

En 2018, la France a connu onze pas horaires de prix négatifs de l’électricité, contre plus de cent quarante pour l’Allemagne. Ces périodes peuvent se multiplier à mesure de l’augmentation de la part des EnR dans le mix électrique. Elles ne permettent cependant pas de justifier l’hypothèse parfois avancée d’un stockage d’énergie alimenté uniquement par une électricité fatale. Le coût d’investissement des électrolyseurs est élevé et ils ne peuvent se contenter de fonctionner exclusivement dans les périodes de surplus d’électricité ; la rentabilité de la production d’énergie intermittente implique qu’elle soit vendue en moyenne à un prix égal à son coût de production actualisé (Leverage Cost of Electricity), ce qui est retenu dans les évaluations ci-après.

Il convient donc de prendre en compte les coûts réels de revient de l’électricité renouvelable proposés par la Cour des comptes en 2018, portant le kg d’hydrogène entre 7 à 9,5 €. S’ajoutent, le cas échéant, des coûts de stockage (compression, réservoirs…) de 0,5 à 1 €/kg.

En partant de l’hypothèse, souvent avérée, que ce sont des solutions thermiques qui pallient la variabilité des renouvelables, elles produisent entre 0,429 t CO2éq/MWh pour le gaz et 0,986 t CO2éq/MWh pour le charbon. La tonne de carbone évitée par des piles à combustible revient dès lors entre 1200 et 1900 € (gaz), 500 et 800 € (charbon).

Dans tous les cas, le stockage d’une électricité renouvelable variable sous forme d’hydrogène entraine des pertes de conversion de 70 %, à terme peut-être seulement 40 ou 50 %. Dans un environnement disposant de larges réseaux de gaz ou d’électricité les perspectives de rentabilité pour ces solutions semblent très lointaines, à des niveaux de coût carbone bien supérieurs à ce qu’ils sont actuellement.

L’ordre de grandeur n’y est pas ! Produire la moitié de l’hydrogène actuellement consommé en France (922 kt) nécessiterait près de 50 TWh d’électricité ; cet hydrogène pourrait alternativement alimenter une dizaine de millions de véhicules électriques légers, soit environ le tiers du parc ; l’hydrogène pourrait également être utilisé pour décarboner certaines industries ou pour produire du gaz et des carburants de synthèse. Ces différents usages pourraient requérir près de 300 TWh d’électricité ce qui dépasse de très loin les excédents d’électricité intermittente d’un mix 100 % renouvelable. Les différentes filières électricité, gaz et hydrogène sont interdépendantes et une approche systémique de la production et des usages de l’hydrogène est nécessaire.

Une décarbonation du système énergétique fondée essentiellement sur les énergies renouvelables intermittentes et l’hydrogène ne semble faisable ni économiquement, ni même physiquement. C’est la raison pour laquelle certains pays (Allemagne, Japon) envisagent d’importer massivement l’hydrogène de pays bien dotés en énergie renouvelable à l’instar de leurs importations actuelles de gaz naturel. Cette dépendance énergétique assumée n’est pas dans la tradition française, et pose des questions géostratégiques majeures. Une alternative sera, pour les pays qui l’accepteront, le recours à l’énergie nucléaire couplée avec l’hydrogène pour réduire drastiquement les usages énergétiques d’hydrocarbures. L’évaluation de ce système couplé reste à faire ; le coût de la tonne de carbone évité devrait être sensiblement inférieure à celui d’un système « tout hydrogène » ; la part du nucléaire et de l’hydrogène y seront significatifs.

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Production de l’hydrogène par reformage d’hydrocarbures avec capture et stockage du CO2

 La production mondiale d’hydrogène est à 96 % réalisée par reformage d’hydrocarbures ou carbo-réduction de l’eau par du charbon avec émission de CO2. En continuité de la production actuelle d’hydrogène à partir de méthane ou de charbon, de grands projets associent la production d’hydrogène issu des énergies carbonées avec le stockage du CO2 de façon à produire de l’hydrogène appelé parfois hydrogène bleu pour indiquer qu’il n’émet pas de CO2 durant le cycle complet de fabrication. Le coût de la capture du CO2 est de l’ordre de 10 à 20 € par tonne de CO29 (100 à 200 € par tonne d’hydrogène) ; le coût de la capture est donc inférieur à la valeur d’échange des permis d’émission sur le marché des EU-ETS et constitue une opération rentable.

Les procédés de capture de CO2 sont utilisés très largement dans l’industrie. Ils sont efficaces même s’ils sont sans doute améliorables. Le passage de l’H2 gris à l’H2 bleu se pose surtout en termes de stockage du CO2. La recherche dans ce domaine a été très active dans les années 2000 en particulier avec les EPIC comme l’IFPEN et le BRGM et un pilote a été réalisé, grâce à TOTAL, autour du gisement épuisé de Lacq. Il y a par ailleurs un savoir-faire national, et déjà largement présent à l’export, en stockage souterrain de gaz (Storengy, Teregua, Geostock). Néanmoins, les projets de recherche se font en dent de scie car le stockage du CO2 n’a pas actuellement de business model et que les activités ayant trait au sous-sol ont peu de soutiens politiques en France.

Pour le développement de la filière hydrogène, comme pour la continuité d’autres industries, on ne pourra sans doute pas faire l’impasse sur la capture du CO2. Plusieurs pays et plusieurs sociétés privées investissent sérieusement dans la recherche pour développer la production l’hydrogène bleu, donc en stockant le CO2. L’Académie souhaite que la France n’abandonne ni la recherche, ni son savoir-faire, dans ce domaine.

Torche à plasma :  un troisième mode de production possible est la décomposition thermique du méthane par torche à plasma qui produit du carbone ( valorisable) et non du CO2. Le procédé est généralement considéré encore comme expérimental, mais la Russie y croit beaucoup, avec un programme extrêmement ambitieux. La Russie, qui est le premier fournisseur de gaz naturel de l’Allemagne et de l’Europe se prépare à la décarbonisation de l’Union européenne. Elle propose dans un premier temps d’incorporer 20% d’hydrogène produit en Russie au gaz naturel, puis de fournir tous les besoins européens en hydrogène produit par décomposition thermique du méthane (Thermal Decomposition of Methane (TDM, i.e. proche de la torche plasma décrite précédemment) pour laquelle la Russie anticipe des prix très inférieurs à l’électrolyse de l’eau, et à la pyrolyse du méthane.

Hydrogène natif :  C’est une curiosité méconnue, mais il  y a beaucoup d’émanations d’hydrogène sur le globe, connues depuis longtemps sur les rides médio-océaniques, en particulier grâce aux travaux de l’Ifremer, mais aussi onshore par exemple en Russie, en Oman et aux États-Unis Deux accumulations ont été forées (par hasard), une au Kansas (en cherchant des hydrocarbures) l’autre au Mali (en cherchant de l’eau). Celle du Mali, est exploitée de façon relativement artisanale par Hydroma (ex-Petroma Inc) pour faire de l’électricité en le brulant, et ce en petite quantité, environ 1200 m3 jour. L’hydrogène est quasiment pur. L’accumulation est à 110 m de profondeur et le maintien de la pression en tête de puits malgré 5 ans de production suggère fortement une recharge continue Ces évolutions récentes montrent que contrairement à ce que certains imaginaient des systèmes hydrogène fonctionnent avec génération/migration/accumulation. Comme pour les hydrocarbures, les indices en surface sont une preuve que de l’hydrogène est généré en profondeur, mais la détermination des conditions géologiques pour une accumulation nécessite encore du travail, les types de couvertures possibles en particulier restent peu connues en dehors du sel et de certaines roches volcaniques qui sont celles, au demeurant parfaitement étanches, de l’accumulation du Mali.

Les premières données de flux mesurés en Russie, au Kansas et au Brésil au travers des zones d’émanations donnent des valeurs entre 50 et 800 kg/jour/km2. Elles montrent donc un potentiel global réel et considérable. ( l(hydrogène est formée par décomposition de l’eau par certaines roches métalliques chaudes (NB : Lavoisier produisait son hydrogène en faisant passer de l’eau dans un anin de fusil chauffé à blanc !)

Et la cogénération nucléaire ?  Curieusement, l’Académie le mentionne juste en passant, peut-être parce qu’elle considére la technique comme non mature et non développée, et donc difficile à chiffrer et évaluer. Pourtant, techniquement, cela ne pose aucun problème et représente une optimisation intelligente pour les réacteurs à très haute température (VHTR ) qui ont été d’emblée destinés à la cogénération d’électricité et d’hydrogène. Les VHTR peuvent être construits de façon modulaire (SMR), dotés de sûreté passive et d’une efficacité thermique élevée. Leur construction modulaire permet des coûts d’opération et de maintenance modérés.

Plusieurs prototypes sont en cours d’évaluation : au Japon, le HTTR ; en Chine, le HTR10 ; aux États-Unis, General Atomics évalue un SMR/EM2 (850°C) à neutrons rapides, de rendement élevé (53%), pouvant opérer pendant 30 ans avec le même combustible.

Et les surgénérateurs comme Astrid pourraient aussi faire de la cogénération hydrogène électricité.

Commentaire de l’Académie : « Malheureusement, les technologies plus disruptives comme la technologie plasma de production d’hydrogène à partir de méthane sans générer de CO2, les travaux sur la génération microbienne d’hydrogène ou l’exploration de l’hydrogène natif restent des niches délaissées en France par les pouvoirs publics qui financent la recherche. Les TRL plus bas de ces technologies devraient pourtant justifier un plus grand soutien public »

Il paraît réaliste de prévoir que la production d’hydrogène sera assurée 1) par électrolyse d’eau par de l’électricité d’origine nucléaire permettant d’assurer un facteur de charge élevé des électrolyseurs, 2) par électrolyse d’eau par de l’électricité intermittente, 3) par vaporeformage avec capture et stockage du CO2 (CCS). Le savoir-faire français dans ce domaine est notable, permettant d’envisager le développement d’une filière industrielle. Mais elle ne se développera en France que si elle est admise par la société, et si la pénalité pour la tonne de carbone émise (prix de l’EU-ETS) augmente significativement.

La grande bagarre de la labellisation de l’hydrogène …et comme d’habitude c’est l’Allemagne qui…

Autrement dit, c’est la question des certificats d’origine. Il existe déjà une directive  européenne (UE 2018/2001) qui introduit un système de garantie d’origine de l’hydrogène similaire à celui qui est applicable aux énergies renouvelables. Selon ce système, un certificat de garantie d’origine (GO) est émis par un producteur, certifié par un organisme désigné par l’État et utilisé pour prouver les caractéristiques de l’électricité ou du gaz vendu par le fournisseur au consommateur final.

Cependant, ce système requiert une classification des différentes filières de production ; celle-ci ne fait pas l’objet d’un accord.

Et voilà, c’est là où le bât blesse !

Le système de certification CertifHy G retient trois types d’hydrogène : l’hydrogène gris issu des hydrocarbures sans capture de CO2, l’hydrogène bleu  issu de sources non renouvelables mais avec un faible impact C02 (réduction de 60% d’émissions de CO2 par rapport au reformage de méthane) et l’hydrogène vert dont la production respecte le plafond de CO2 de l’hydrogène bleu, et est issu d’énergies renouvelables. C’est typiquement l’hydrogène issu de l’électrolyse si une part significative de l’électricité est d’origine renouvelable…

Electrolyse dont on a vu qu’elle constitue une aberration thermodynamique et industrielle et économque. Et bien sûr, grâce à l’activité des ONG anti nuc, de l’action discrète du lobby gazier et de la nullité et de la lâcheté d’une bonne partie des  parlementaires et fonctionnaires européens …si l’on s’en tenait à une définition basée sur l’impact en termes d’émission de GES, l’hydrogène issu de l’électrolyse à partir d’électricité nucléaire devrait être considéré comme vert. Mais le nucléaire n’est pas qualifié de renouvelable, et son électrolyse produite de l’hydrogène bleu, et non vert. Et certaines associations non gouvernementales plaident pour que cette qualification lui soit retirée et qu’il soit considéré comme gris. C’est un sujet qui peut avoir des conséquences commerciales substantielles. (note gentiment l’Académie. En effet !)

(Sur la question du nucléaire et de la taxonomie  (verte) européenne, voir par exemple sur ce blog https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/06/les-institutions-europeennes-et-le.html)

Autres problèmes de la classification existante : Le procédé à base de torche plasma peut pâtir de la même approche étroite de la notion de renouvelable ; il sera considéré comme bleu et non vert, bien qu’il n’émette aucun CO2, parce qu’il utilise le méthane comme matière première.

Avec cette définition, la production d’hydrogène vert, comme d’hydrogène bleu peut émettre – et en pratique émettra puisque les mélanges sont autorisés - 40% du CO2 qui aurait été émis par une production par vaporeformage (SMR) sans capture. Compte tenu du rendement de conversion et des pouvoirs calorifiques respectifs, on montre que, par unité d’énergie contenue, l’hydrogène vert émet 65% du CO2 émis par le gaz naturel !  (Ce serait beaucoup moins avec un électrolyseur alimenté par une centrale nucléaire…mais le nucléaire, bis repetita, par essence et malédiction, n’est pas vert !)

Enfin et surtout, cette classification actuelle ne tient pas compte de l’acheminement de l’hydrogène vers son point d’utilisation et plus globalement d’une analyse de cycle de vie complète (laquelle, là encore favoriserait le nucléaire !)

Eh, bien, cela ne convient encore pas aux Allemands qui proposent dans la stratégie hydrogène 2020, une autre classification. L’hydrogène vert est obtenu par électrolyse de l’eau par de l’électricité renouvelable (hors nucléaire). L’hydrogène bleu est produit par reformage avec captage et utilisation/stockage du CO2. L’hydrogène gris est produit par reformage sans captage l’Hydrogène turquoise ( !!!) est aussi produit par craquage du méthane à haute température (pyrolyse, torche à plasma – la technique eusse)

On voit que les Allemands s’orientent vers la consommation de beaucoup, beaucoup de gaz !

Et là, ça énerve quand même un peu nos académiciens. Citation :

« Ce bref résumé met en lumière, s’il en est encore besoin, que la classification de l’impact des activités humaines à la seule jauge de « renouvelable » qui exclut l’énergie nucléaire non émettrice de CO2, ou même « émetteur de gaz à effet de serre » n’est pas seule pertinente. Électrolyseurs et piles à combustible contiennent des métaux non renouvelables et l’analyse du cycle vie d’un produit doit être systématiquement faite de A à Z. « 

Certains acteurs économiques ou politiques peuvent trouver des avantages à faire classer des filières comme vertueuses ou non. Il est relativement facile de simplifier la vision d’un processus, pour atteindre des objectifs partisans. C’est beaucoup plus complexe de faire une analyse complète et exhaustive du cycle de vie. Par exemple le coût environnemental d’un hydrogène transporté par camion, liquéfié et transporté par bateau, puis regazéifié, comprimé et transporté par camion (projet australo-japonais) n’est pas celui de sa fabrication. 

L’Académie souhaite que la classification des différents types d’hydrogène soit exclusivement basée sur une analyse CO2 émis pendant le cycle de vie et jusqu’au point de distribution..