Comité de prospective de la CRE_ Le vecteur hydrogène

Rapport rédigé par d’Olivier APPERT, Membre de l’Académie des technologies, et Patrice GEOFFRON, Professeur d’économie à l’Université Paris, Dauphine-PSL

Rapport complet : https://www.eclairerlavenir.fr/wp-content/uploads/2021/06/GT4-Rapport-final-Hydrog%C3%A8ne.pdf

A) Contexte :

On pourra se reporter à deux billets précédents résumant un rapport de l’Académie des Technologies : https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/09/les-enjeux-de-lhydrogene-le-rapport-de.html

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/09/les-enjeux-de-lhydrogene-le-rapport-de_9.html

Et à une conclusion importante  :

« 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… »

« 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. »

Bon, l’hydrogène c’est pas nouveau ( un molécule prometteuse destinée à le rester ?)

« Élément chimique le plus abondant de l’univers, l’hydrogène est source d’espoirs depuis deux siècles. Mais l’ère post-carbone, où l’hydrogène aura contribué à évincer les énergies fossiles, n’est pas encore advenue. Pour l’heure, ses usages sont certes très concentrés dans l’industrie chimique (ammoniac pour la fabrication des engrais) ou la pétrochimie (pour le raffinage), mais cet hydrogène est très « gris », produit à 95 % à partir de gaz et de charbon (la molécule H2 n’étant pas disponible à l’état naturel). Dans le cadre de la lutte contre le changement climatique, encore loin des espoirs, l’hydrogène fait donc partie pour l’heure du problème, induisant l’émission de près d’un milliard de tonnes de CO2 par an au niveau mondial. Mais l’Union européenne, qui vise la neutralité carbone d’ici 2050, ravive un espoir d’émergence d’une économie de l’hydrogène propre dans son Green Deal : ce à quoi l’Allemagne, la France et l’Italie font écho en prévoyant des milliards d’euros pour construire une filière dans ce domaine. L’objectif est de produire en masse un hydrogène par électrolyse de l’eau, grâce à une électricité décarbonée (éolien, photovoltaïque, hydraulique, nucléaire, etc.) ou dont les émissions seraient captées et stockées »

Le moins qu’on puisse dire est que le rapport rappelle à la raison quant à l’enthousiasme  un peu démesuré et sonnant et trébuchant de certains politiques

B) Les procédés de production de l’hydrogène : de l’hydrogène de toutes les couleurs

Hydrogène gris : Le vaporeformage d’énergie fossile consiste à exposer du gaz ou du charbon à une vapeur très chaude, afin de libérer le dihydrogène. L’ hydrogène « gris » est particulièrement émetteur de gaz à effet de serre Les milliards de tonnes de CO2 émises par la production d’hydrogène représentent 2,5 % du total des émissions mondiales.

Toutefois couplé à une chaîne de captage, de transport puis de stockage du carbone (CCS) : cet hydrogène est alors qualifié de « bleu » .

Hydrogène vert, rose  ou jaune : obtenu par  décomposition de la molécule d’eau, par électrolyse ou par cycles thermochimiques – la molécule se dissocie sous l’effet de températures de l’ordre de 800 à 1 000 °C. L’hydrogène produit est désigné par plusieurs couleurs selon la source d’électricité utilisée. Il est qualifié de « vert » lorsque la source d’électricité est composée exclusivement d’énergies renouvelables ou de « rose » lorsqu’il est produit avec de l’énergie nucléaire. Toutefois, en France, l’hydrogène produit à partir du réseau électrique – parfois caractérisé en « jaune » – dégage peu de CO2 compte tenu de la faible teneur en carbone du mix français largement composé de l’électricité des centrales nucléaires et de l’hydroélectricité des barrages.

Le vaporeformage dégage en moyenne 11 kg de CO2 par kg d’hydrogène (auquel il convient d’ajouter 1 kg pour 100 km de transport), tandis que l’hydrogène vert n’en émet que 1,9 kg et l’hydrogène jaune 3 kg. Comparativement, l’hydrogène produit à partir du réseau d’électricité européen produit quant à lui plus de 20 kg de CO2.

Production à partir du réseau français et taxonomie « verte » européenne :

L’Europe met en place une taxonomie de l’investissement durable pour orienter les flux vers les technologies décarbonées. Cette taxonomie vise à définir un seuil d’émissions de CO2 en-deçà duquel telle technologie ou activité sera considérée comme contribuant à l’évolution positive du climat. L’acte délégué présenté le 23 avril 2021 par la Commission définit comme éligible à la taxonomie verte la production qui dégage moins de 3 kg de CO2 par kg d’hydrogène, un seuil qui rend éligible le recours au mix électrique français

Commentaire : cela me semble très très optimiste lorsqu’on considère l’acharnement des Allemands à combattre l’inclusion du nucléaire dans la taxonomie. Si le nucléaire n’est pas inclus dans la taxonomie, cela rendra probablement l’hydrogène produit à partir du réseau électrique français inéligible à tout financement vert…. De même que tout hydrogène produit à partir de SMR (Small Modular Reactor, pourtant une technologie très prometteuse)

1) Les coûts de production :

Le coût de l’hydrogène produit par vaporeformage dépend de celui du gaz naturel, à partir duquel il est produit, et de celui du CO2. Il s’élève aujourd’hui en France entre 1,5 et 2 €/kg environ, sous l’hypothèse d’un prix du gaz de 20 €/MWh et d’un prix de la tonne de CO2 de 40 €/t sur le marché ETS.

La production de l’hydrogène par vaporeformage avec CCS représente, quant à elle, un surcoût situé entre 1 et 2,5 €/kg par rapport au vaporeformage simple. Le coût d’un kilo d’hydrogène produit par vaporeformage et CCS s’élève aujourd’hui entre 2,5 et 4,5 €/kg. Total estime que le coût de la chaîne de captage, transport et stockage de son projet Northern Light en Norvège pourrait diminuer d’un coût de 150 à 75 € la tonne de CO2 grâce aux effets d’échelle, soit un surcoût de 0,75 € par kilo d’hydrogène produit par rapport au vaporeformage et donc le prix devrait diminuer dans une fourchette entre 2 et 2,5 €/kg à l’horizon 2030.

Compte-tenu de ces évolutions favorables des coûts, le rapport considère que à titre transitoire, et dans une optique de stimuler la demande d’hydrogène décarboné dans l’industrie et la mobilité, il pourrait être envisagé de recourir de manière complémentaire à l’hydrogène bleu produit après CCS.

Le coût de production de l’hydrogène électrolytique dépend des dépenses d’investissement de l’électrolyseur (Capital expenditure, ou CAPEX), du prix de l’électricité et du taux de charge, c’est-à-dire du taux d’utilisation de l’électrolyseur. Les CAPEX s’élèvent aujourd’hui autour de 1 000 €/kW pour les électrolyseurs alcalins et 1 500 €/kW pour les PEM.

Au total, les coûts actuels de production de l’hydrogène électrolytique (4,5 à 6 €/kg) sont encore très élevés par rapport au vaporeformage (1,5 €/kg) et même par rapport à l’hydrogène bleu (2,5 à 4,5 €/kg). Le développement d’une demande pour l’hydrogène produit par électrolyse dans les prochaines années nécessitera donc une baisse significative des prix de production et un soutien public pour couvrir la différence de coût.

Un kilo d’hydrogène produit par electrolyse  sera produit dans une fourchette comprise entre 2 et 4 €/kg à l’horizon 2030. Il ne deviendrait compétitif avec l’hydrogène fossile (2,5 €/kg avec un prix du CO2 à 100 € sur l’ETS) que dans les scénarios les plus optimistes.

2) Modalités de production par électrolyse

Il existe trois configurations possibles pour la production par électrolyse.

La première consiste à relier directement les électrolyseurs à une source d’énergie renouvelable et de n’utiliser que les surplus de production d’électricité pour produire de l’hydrogène, afin de bénéficier des prix les plus bas. Ce fonctionnement s’avère être le plus onéreux, car le taux de charge des électrolyseurs est particulièrement faible compte tenu de l’intermittence des renouvelables… cette configuration oblige à surdimensionner l’électrolyseur pour qu’il puisse recevoir le plus possible d’électricité produite par la centrale. Aucun espoir de rentabilité même à moyen terme avant 2030

Commentaire : en fait, comme l’Académie des technologies avant elle, le groupe de la insiste sur  une absence de modèle économique à horizon 2030 pour le stockage des excédents d’électricité :

L’hydrogène constitue un vecteur d’énergie. À ce titre, il peut servir à stocker l’électricité produite en recourant à l’électrolyse pour la restituer par la suite, par exemple grâce à une pile à combustible. Cet usage, désigné sous le nom de Power-to-gas-to-power, offre la possibilité d’équilibrer l’offre d’électricité à la demande. Il permet ainsi de pallier le problème de l’intermittence des énergies renouvelables, en stockant par exemple l’énergie solaire excédentaire produite en été pour la restituer en hiver. Il offre également la possibilité de résoudre des problématiques de congestion du réseau électrique en évitant d’investir dans de nouvelles lignes. RTE considère néanmoins qu’il n’existe pas de modèle économique à horizon 2035 pour ces deux services.

L’hydrogène apparaît peu compétitif face à aux modes  de stockage existants , compte tenu notamment du faible rendement énergétique (30 % environ actuellement) et du surcoût que représente la production d’hydrogène par un électrolyseur ne captant que les surplus d’électricité (le faible taux de charge augmente la durée d’amortissement des CAPEX, cf. supra). L’Académie des technologies estime ainsi que le coût du MWh produit par une pile à combustible s’établit entre 500 et 800 €/MWh et peut diminuer en dessous de 400 €/MWh en utilisant le même dispositif comme électrolyseur et comme pile à combustible. Par rapport aux solutions thermiques qui pallient aujourd’hui la variabilité des énergies renouvelables, RTE estime que le coût de la tonne de carbone évitée par le Powerto-gas-to-power s’élève à environ 400 €/t de CO2 pour un hydrogène à 3 €/k

Le deuxième mode consiste à relier les électrolyseurs directement au réseau, afin qu’ils fonctionnent toute l’année, sauf pendant certaines périodes de tension où les prix de l’électricité sont élevés. Ce fonctionnement est aujourd’hui le mode le plus économique, car il nécessite moins de capacité d’électrolyse pour un même volume d’électricité et permet ainsi d’amortir plus rapidement le coût d’investissement.

Le dernier mode repose sur l’installation d’électrolyseurs sur un site de production d’électricité renouvelable dédié à la production d’hydrogène, l’électricité pouvant être revendue lorsque les prix sont élevés sur le marché…. l’hydrogène ainsi produit ne deviendrait moins cher que le raccordement direct au réseau qu’en cas de baisse plus forte qu’anticipée du prix des panneaux solaires de l’ordre de 30 % ou de très fortes hausses des prix de l’électricité sur le marché.

Seuls les deux derniers modes – connexion au réseau raccordement à un site d’énergie renouvelable dédié – permettent donc d’optimiser le coût de production d’hydrogène à horizon 2030. Si la première de ces deux configurations est à l’heure actuelle la moins onéreuse, le choix entre ces deux configurations dans les prochaines années dépendra des hypothèses d’évolution des prix de l’électricité renouvelable et des prix de l’électricité sur le marché de gros, et dans une moindre mesure des CAPEX

3) Des modes prometteurs de productions – 1) le Carbon storage

« Pour que l’hydrogène bleu devienne une possibilité sur le plan industriel, les capacités de stockage devront être développées. En 2020, seules 35 millions de tonnes de capacités de stockage sont en projet, principalement aux États-Unis (25 Mt), alors qu’il faudrait 800 millions de tonnes pour seulement stocker le carbone issu de la seule production d’hydrogène, qui ne représente elle-même que 1 % du total des émissions de CO2. Les pays européens les plus avancés sur le CCS, la Norvège, les Pays-Bas ou encore le Royaume-Uni, cherchent à développer cette filière par la mise en place de mécanismes mélangeant incitation et sanction, en couplant des taxes croissantes sur le CO2 et de subventions couvrant le différentiel de coût entre le prix du CCS et celui de la tonne de carbone. Les Pays-Bas ont ainsi instauré une taxe carbone de 30 € en 2020 qui augmentera jusqu’à 125 € en 2030, tandis que la mise en place de contrat pour différence (CfD) sur la valeur du CO2 permet le financement de 100 % de l’écart entre les coûts du projet et le prix du CO2 (dans une limite de 156 €/t pour le CCS). Il convient de noter l’existence de discussions germano-russes destinées à explorer la possibilité d’exporter de l’hydrogène produit en Russie à partir de méthane avec CCS. 

Le développement du CCS en France nécessiterait de déployer des capacités de stockage de CO2 ou transporter ce dernier vers les zones de stockage en Mer du Nord. Des études dans le Nord de la France ont permis d’identifier des petites structures de stockage. D’autres se situeraient probablement en off-shore sur la côte atlantique. Le potentiel est estimé à quelques centaines de millions de tonnes de CO2. Leur exploitation nécessiterait néanmoins des campagnes d’exploration (forages de puits, campagne sismique) longues (8 ans entre le début du projet et sa mise en service) et coûteuses (creuser un puits en mer du nord coûte environ 100 M$). Le choix de recourir à cette technique en France ne peut donc concerner uniquement la production d’hydrogène. L’exportation de CO2 capté en France, plus immédiate, nécessiterait, sur le plan juridique, un accord bilatéral avec le pays d’importation. Le coût de transport d’une tonne de CO2 par navire vers les Pays-Bas est estimé par Total autour de 20 €. Elle serait limitée à l’hydrogène produit à proximité d’un port pour des raisons logistiques.

Commentaire : le stockage du carbone ne pose pas de barrières techniques insurmontables, il suffit de lancer des campagnes d’exploration. En Europe, Norvège, Pays-Bas, Royaume-Uni , des mélanges de taxes sur le CO2 et de subventions permettent d’inviter au développement de cette technique identifiée par l’AIE comme un moyen très prometteur de combattre le réchauffement climatique (cf par exemple https://www.connaissancedesenergies.org/la-capture-du-co2-essentielle-dans-le-cadre-de-la-transition-energetique-selon-laie-200930). Si effectivement il n’y a que peu d’intérêt à développer ces techniques pour la seule production d’hydrogène, elle peuvent devenir un atout majeur dans la transition énergétique. Et pour l’hydrogène

Des modes prometteurs de productions 2)– SMR et électrolyse à haute température

 Le CEA travaille actuellement à un couplage entre un électrolyseur SOEC (solid oxide electrolysis cell) à haute température pouvant fonctionner en mode électrolyse ou PAC et des petits réacteurs nucléaires modulables, dits « SMR » (Small Modular Reactors). Le premier avantage du modèle est d’utiliser la chaleur de la centrale pour augmenter le rendement de l’électrolyse à haute température de 10 points, soit un rendement total de 85 % contre 65 à 70 % maximum pour les électrolyseurs PEM et Alcalins. Un apport de chaleur à 150 degrés sous forme de vapeur surchauffée est suffisant pour entretenir le système. Le modèle permet également d’optimiser la production d’hydrogène en fonction des prix de marché de l’électricité. Lorsque les prix sont élevés, l’électrolyseur serait à l’arrêt ou fonctionnerait en mode réversible (PAC) pour soutenir le réseau. En cas de prix bas, le réacteur nucléaire serait modulé à la baisse pour capter les prix du réseau et produire l’hydrogène à moindre coût. Ce couplage permettrait enfin de produire un hydrogène localement, au plus près des usages, pour éviter les coûts de logistique avale. Le prix cible à long terme est de 2 à 3 € le kilo d’hydrogène. Le Royaume-Uni, l’Allemagne (avec Sunfire), les États-Unis (avec Fuel Cell Energy)expérimentent également cette technique, avec des démonstrateurs jusqu’à 2 MW. Le développement du SMR soulève néanmoins la question de l’acceptabilité sociétale d’une dissémination de réacteurs nucléaires en France, chacun ayant malgré tout une puissance de l’ordre de 250 MW.

Des modes prometteurs de productions –  3) la torche à plasma

Le rapport constate que « la technologie plasma, qui permet de produire de l’hydrogène à partir de méthane sans dégager de CO2, mais seulement du carbone solide, est prometteuse en raison de la faible quantité d’énergie requise et de l’utilisation du carbone produit, bien que les débouchés soient réduits. Elle souffre néanmoins, selon l’Académie des technologies, d’un manque d’intérêt à ce stade de la part des industriels et des pouvoirs publics français »

Commentaire : il s’agit de 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, premier fournisseur de gaz naturel de l’Allemagne et de l’Europe se prépare à la décarbonisation de l’Union européenne.

Dans son rapport cité précédemment, l’Académie des technologies regrettait  : « 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 »

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/09/les-enjeux-de-lhydrogene-le-rapport-de.html

Propositions du groupe de travail concernant la production

- adopter une approche de neutralité technologique quant aux différentes formes d’hydrogène décarboné (« vert », « jaune », voire « bleu ») pour atteindre rapidement les coûts de production les plus bas et minimiser le coût du soutien public ;

- dans le cas d’une production de l’hydrogène à partir d’électricité, favoriser la configuration d’électrolyse la plus économique, compte tenu du mix-électrique français :

- connecter en priorité les électrolyseurs au réseau d’électricité compte tenu de la variabilité des énergies renouvelables qui diminue leur taux de charge. En cas de baisse plus forte qu’anticipée des coûts du photovoltaïque et de l’éolien, favoriser le raccordement à un site d’énergie renouvelable dédié ;

- favoriser le raccordement indirect au réseau public de transport ou la mise en place d’électrolyseurs de plus de 40 MW dans une logique de hubs pour 7 bénéficier de moindres coûts d’accès au réseau ou de synergies dans l’emploi et la logistique de l’hydrogène ;

- recourir à des contrats de long terme entre les producteurs d’électrolyse et les producteurs d’électricité décarbonée pour éviter l’impact de la hausse du prix du CO2 sur le système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne (EU ETS) sur le prix de l’électricité, et maîtriser le risque-marché.

 - poursuivre les soutiens à la recherche et au développement sur les technologies de production de rupture (électrolyse à haute température et SMR, torche à plasma)

Propositions du groupe de travail  concernant les usages les plus pertinents sur le plan économique de l’hydrogène à l’échéance 2030

- concentrer les aides publiques sur les usages les plus mûrs : la substitution à l’hydrogène « gris » actuellement consommé dans l’industrie, puis les transports lourds, dans une perspective de création d’une filière industrielle ;

- créer un comité indépendant sous l’égide de la Commission de régulation de l’énergie pour suivre le développement des usages de l’hydrogène et identifier l’évolution des besoins de construction d’infrastructures ;

- adapter le cadre régulatoire et de soutien en fonction du développement du marché, notamment afin d’éviter les coûts échoués dans des infrastructures de transport d’hydrogène surdimensionnées, sans préjudice de la poursuite des études sur la faisabilité technique de la conversion des réseaux de gaz naturel.

- Commentaires :

Un espace économique potentiel pour le ferroviaire, les poids lourds voire le transport maritime

Trains : oui, mais effet faible :  La moitié du réseau français est actuellement électrifiée : mais si les trains électriques représentent 80 % du trafic, les autres utilisent des moteurs thermiques, lesquels émettent 3 millions de tonnes de CO2 par an.

Poids lourds peu convaincant :  Un camion hydrogène coûte aujourd’hui 450 000 € contre 90 000 € pour un camion diesel et 120 000 € pour le gaz naturel, un surcoût qui s’explique notamment par le prix de la pile à combustible. Les économies d’échelle entraînées par une hausse de la production seront donc indispensables. Le coût des infrastructures demeure également très élevé, autour de 1 M€ pour une station à 350 bars et une capacité d’avitaillement de 200 kg par jour. Afin d’économiser les ressources publiques, les stations devront donc être déployées à proximité des principaux corridors routiers et des principales flottes captives. L’’utilisation de l’hydrogène dans les transports lourds à horizon 2030 conservera donc un surcoût important par rapport au diesel, qui sera délicat à répartir. Le secteur du transport routier ne dégage par exemple que de faibles marges, de sorte que la capacité des acteurs à payer un premium restera limitée

Transport maritime : limité  Il est vraisemblable que le transport maritime ne constituera pas un secteur d’application pour l’hydrogène à l’horizon 2030. Le transport maritime émet chaque année 900 millions de tonnes de CO2, soit 2,6 % des émissions mondiales, susceptibles de croître jusqu’à 1,7 milliards de tonnes à horizon 2050 selon l’Organisation Maritime Internationale. Si l’hydrogène peut être utilisé pour des navires de faible puissance – tels que des ferries ou des navettes fluviales grâce à des piles à combustible – l’hydrogène liquide ou ses dérivés (ammoniac, méthanol) seront néanmoins encore très chers à horizon 2030 pour le transport maritime de longue distance.

Transport léger : non  Une absence très probable de modèle économique pour les véhicules légers à horizon 2030. Le coût du véhicule hydrogène est aujourd’hui quatre fois plus élevé que celui des véhicules thermiques et deux fois plus que celui les véhicules électriques, impactant fortement le coût complet d’usage. Les perspectives de réduction des coûts de motorisation demeurent incertaines »

Avion : non. À l’horizon 2030, l’avion à hydrogène ne devrait pas apparaître. Un Airbus A320 contient 23 tonnes de kérosène, soit l’équivalent énergétique de 9 tonnes d’hydrogène. Toutefois, cet hydrogène occuperait, sous forme comprimée, un volume huit fois plus important que le kérosène, et un volume encore quatre fois plus important sous forme liquéfiée – impliquant de repenser fondamentalement l’architecture des avions

L’utilisation d’hydrogène dans les aéroports implique de résoudre toute une série de difficultés logistiques en termes d’acheminement et de remplissage des avions…tout accident étant susceptible de remettre en cause ce type de technologie (Remember Zeppelin !)

Propositions concernant les enjeux de développement d’une filière industrielle française.

- soutenir les fabricants français et européens de composants essentiels (électrolyseurs, piles à combustible, réservoirs) et élémentaires (plaques bipolaires, assemblage d’électrode à membrane) en favorisant leur collaboration avec les grands groupes et via les appels à projets et les marchés publics

 - accentuer les efforts en recherche et développement sur les matériaux critiques (nickel des électrolyseurs alcalins, iridium des électrolyseurs à membrane polymère échangeuse de protons, platine des piles à combustible) pour optimiser leur usage et favoriser leur substituabilité et les possibilités de recyclage

Propositions concernant la sécurité

- conduire un travail de fond sur la règlementation et l’usage de l’hydrogène, aussi bien dans le domaine du transport que dans celui de l’habitat

- intensifier la participation française dans les activités de normalisation et de coopération internationale sur les enjeux de sécurité.

Commentaires : les problèmes de sécurité ne sont pas à prendre à la légère et peuvent entrainer des revieremenrs rapides de l’opinion , Remember Hindenburg !

« L’hydrogène présente plusieurs caractéristiques qui induisent des risques en termes de sécurité :

 - sa plage d’explosivité se situe entre 4 et 75 % d’hydrogène dans l’air, un intervalle beaucoup plus large que pour le gaz naturel et qui peut être facilement atteint lors d’une fuite dans un milieu confiné.

 À l’air libre, la grande légèreté et la grande diffusion de l’hydrogène limitent ce risque, même s’il persiste une zone inflammable autour du point de fuite, qui peut s’étendre sur plusieurs dizaines de mètres et occasionner une explosion, comme en témoigne l’accident dans une station-service en Norvège en 2019 (accident qui a conduit à la suspension provisoire de la vente de véhicules à hydrogène par Toyota et Hyundai et la fermeture provisoire des autres stations.)

 - son énergie minimale d’inflammation est faible, ce qui, combiné à la plage d’explosivité large, facilite un risque d’inflammation ou d’explosion d’une fuite d’hydrogène ;

- l’hydrogène est une petite molécule qui se diffuse facilement et qui d’autre part présente une problématique de compatibilité avec certains matériaux, comme l’acier, ce qui peut augmenter les risques de fuite d’un tuyau ou d’un réservoir de véhicule

- la combustion de l’hydrogène crée une flamme très chaude, plus de 2 000 °C, mais celle-ci est peu visible, ce qui crée un risque lors des opérations de secours.

L’hydrogène présente néanmoins aussi des caractéristiques favorables en termes de sécurité, comme le souligne l’Académie des technologies. Le faible rayonnement de sa flamme limite fortement le risque de propagation en cas d’incendie ; il n’est pas toxique et, dans des zones convenablement ventilées, 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.

Il ressort néanmoins que le développement de la filière hydrogène, notamment pour les nouveaux usages, doit systématiquement passer par un travail de prise en compte de ces risques, afin de prévenir des accidents qui pourraient mettre en danger des vies humaines et réduire fortement l’acceptation sociale de ce gaz. En mai 2019, l’explosion d’un réservoir de stockage à hydrogène d’un centre de recherche gouvernemental en Corée du Sud a causé la mort de deux personnes et blessé six autres, détruisant un complexe de la taille de la moitié d’un terrain de football. Cet accident a entraîné dans le pays des mouvements de protestation de résidents contre les usines d’hydrogène. L’explosion en juin 2019 d’une station-service en Norvège a conduit à la suspension provisoire de la vente de véhicules à hydrogène par Toyota et Hyundai et la fermeture provisoire des autres stations. »

Conclusion

« Au total, si les Européens disposent déjà d’atouts industriels, la construction d’une filière de l’hydrogène impliquera un effort sur le très long terme, avec des effets limités sur les objectifs environnementaux de l’Union européenne en 2030. Notre conviction est que l’hydrogène tiendra lieu de test, de la capacité d’une Union en quête de souveraineté industrielle, à s’inscrire avec constance dans le temps long.

Commentaire : une vision réaliste loin des enthousiasmes délirants, un rappel que l’économie de l’hydrogène est un projet de long terme qui n’apportera pas de solutions aux objectifs environnementaux dans un avenir proche, un rappel  aussi que les utilisations seront peut-être pas si nombreuses

Données complémentaires sur le transport et le stockage de l’hydrogène :

L’hydrogène doit d’abord être comprimé ou liquéfié pour répondre aux usages envisagés. Les réservoirs des véhicules nécessitent ainsi une compression de 350 à 700 bars, quand l’hydrogène produit par électrolyse se situe entre 10 et 50 bars. La compression d’hydrogène jusqu’à 700 bars coûte environ 0,1 €/kg selon l’Académie des technologies. La liquéfaction, qui nécessite plus d’énergie, car la température descend à - 253 °C, coûte environ 0,4 €/kg. Le coût du transport dépend quant à lui du mode qui varie selon la distance. Le transport de longue distance, supérieure à 3 000 km, nécessite un transport par navire, l’hydrogène étant liquéfié ou transformé en ammoniac. La stratégie allemande reposant largement sur l’importation d’hydrogène issu de pays ensoleillés, l’EWI de Cologne a estimé, dans une étude de décembre 2020, que les coûts de transport par bateau (liquéfaction, chargement, transport, regazéification) s’élèvent à 3,2 $/kg aujourd’hui et pourraient diminuer jusqu’à 1,2 $/kg en 2050. Un tel niveau, auquel il convient d’ajouter les coûts de production, rend l’importation d’hydrogène par navire plus chère à moyen terme que la production locale par électrolyse

Le transport sur des moyennes distances peut être réalisé par hydrogénoduc. En effet, le transport direct d’hydrogène par tuyau s’avère beaucoup moins onéreux que le transport par le réseau électrique de l’électricité produite dans une zone à bas prix vers les lieux de production d’hydrogène. Selon GRTgaz et Teréga, dans la configuration d’un besoin d’hydrogène à Lyon et une électricité renouvelable produite moins chère à Marseille, la solution consistant à transporter de l’hydrogène produit par électrolyse à Marseille par les infrastructures de gaz coûte deux à quatre fois moins cher que celle consistant à transporter l’électricité de Marseille vers Lyon et de réaliser l’électrolyse dans cette dernière ville.

Le coût d’une infrastructure de stockage en cavité saline, qui dépend de la taille de cette dernière, de la quantité à stocker et de la fréquence de cyclage de l’hydrogène, s’élève entre 0,2 0,6 €/kg selon Storengy. La technique de stockage d'hydrogène en cavité saline est mûre et est déjà utilisée au Royaume-Uni (site de Teeside) et aux États-Unis. Il convient d'adapter les pratiques pour un cyclage plus fréquent, en réponse aux besoins du marché. Des zones de stockage se situent en France au niveau d’Etrez, dans la région AURA, ou dans le Sud-Est du pays. Enfin, il importe d’ajouter les coûts de distribution en station-service pour les usages de mobilité. »

Les enjeux de l’Hydrogène : le rapport de l’Académie des technologies ! 2) transport, stockage, utilisation

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

Transport : Du fait de cette rapidité et de cette relative simplicité, le déploiement des réseaux d’hydrogène pourrait être assez rapide

Du fait de sa très faible densité, l’hydrogène doit être conditionné pour permettre d’en assurer le transport et le stockage. Ce conditionnement peut se faire par compression, liquéfaction, mais aussi par adsorption réversible de l’hydrogène par des corps solides plus facilement manipulables.

Transport par gazoduc :

Les gazoducs dédiés à l’hydrogène ne sont pas significativement différents des gazoducs dédiés au méthane. Ils sont réalisés en aciers classiques ou en polymère composites. Cependant, l’hydrogène tend à fragiliser le métal du tuyau et celui des soudures. Les pressions de service varient selon les réseaux entre 21 mbars et 3 à 4 bars pour la distribution et 60 à 100 bars pour le transport. Les diamètres varient entre 10 mm et 300 mm. L’adaptation du réseau de distribution du méthane au transport de l’hydrogène semble possible pour le transport d’un mélange méthane-hydrogène - baptisé Hythane™ par Engie - dans une proportion qui varie de 11% à 12,5%. Des recherches européennes ont conclu que la concentration en hydrogène peut atteindre 20 % sans problème particulier. Cependant, si du côté utilisateur on a besoin de l’hydrogène pur, il faut un procédé de séparation qui est coûteux et rend le transport d’hydrogène sous forme de mélange peu attractif.

Pour éviter le phénomène de fragilisation du métal des gazoducs, l’acier doit être un acier doux. Beaucoup de canalisations de GRTgaz sont de ce type mais les plus récentes sont en acier allié dont le comportement doit être validé préalablement au transport d’hydrogène. Le transport d’hydrogène pur par gazoduc est développé dans certaines parties du monde, les États-Unis ont un réseau de plus de 2 600 km, dont une grande partie entre le Texas et la Louisiane. L’Europe du Nord dispose d’un réseau de gazoducs d’hydrogène de 1 600 km, dont plus de 610 km en Belgique, opéré et pour l’essentiel possédé par Air Liquide. 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 longueur du réseau européen de gazoducs destiné au transport de gaz naturel mesure environ 200 000 km. Il continue de se développer vers les champs gaziers russes, Kazakh etc. Il est beaucoup moins cher de transporter de l’énergie sous forme gazeuse que sous forme d’électricité. Par ailleurs, le développement de ces réseaux rencontre peu d’opposition, du moins jusqu’à maintenant, et est perçu moins négativement par les populations concernées que les lignes électriques 400 kV. Par ailleurs les “tubes” peuvent être ensouillés dans des fonds marins sans discontinuité.

À court terme, le taux de 6 % en volume d’hydrogène est atteignable en mélange dans la plupart des réseaux, hors présence d’ouvrages ou d’installations sensibles chez les clients. À horizon 2030, les opérateurs recommandent de fixer une capacité cible d’intégration d’hydrogène en mélange dans les réseaux à 10 %, puis 20 % au-delà, afin d’anticiper l’adaptation des équipements notamment à l’aval.

Une partie du réseau gazier pourrait être dédiée à l’hydrogène plutôt qu’au méthane, mais cela soulève des questions technologiques difficiles. C’est une hypothèse que Gazprom en Russie évoque, sachant toutefois qu’il reste des questions ouvertes sur la compatibilité des matériaux : on connait le comportement des réseaux jusqu’à une teneur de 20% d’hydrogène, au-dessus des démonstrateurs locaux, les opérateurs de transports et de distribution travaillent de concert au sein du GERG (Groupement européen de la Recherche sur le Gaz) avec les projets HYReady et ThyGA, mais leur tenue à 100% reste à valider et sera variable selon les pays et l’âge des réseaux.

Le développement des hydrogénoducs est assez rapide parce que c’est une technologie assez simple et que le déploiement d’un gazoduc est généralement perçu positivement par les populations concernées. Au Royaume-Uni le remplacement de tout le réseau en acier par des matériaux composites, en cours depuis quelques années pour des raisons de sécurité est déjà réalisé à plus de la moitié, et le rend compatible avec l’hydrogène. Du fait de cette rapidité et de cette relative simplicité, le déploiement des réseaux d’hydrogène pourrait être assez rapide.

Transport routier,  ferroviaire, naval  de l’hydrogène

L’hydrogène peut être transporté vers son point d’utilisation dans des bouteilles cylindriques en acier réunies en racks sous une pression de 200 à 250 bars. Un camion semi-remorque de 33 tonnes chargé de bouteilles cylindriques en acier transporte 300 kg d’hydrogène. Il transporte au retour 33 tonnes à vide, puisque le poids de l’hydrogène transporté n’est pas significatif comparé au poids total du camion avec les racks de bouteilles d’acier vides.

Ce mode de transport est en train d’évoluer grâce au développement des réservoirs d’hydrogène embarqué pour les usages en mobilité dans les véhicules de tous types. Le groupe Linde a ainsi développé des remorques groupant 100 éléments de stockage et transportant 1 100 kg d’hydrogène.

La France dispose avec GTT d’un champion mondial dans le transport de gaz liquéfié à très basse température. Près d’un méthanier sur deux qui circulent dans le monde ont été construit sous licence GTT. Il conviendrait de motiver et de soutenir cette société dans le développement d’une solution dédiée au transport d’hydrogène liquide.

Stockage solide de l’hydrogène : Il est possible de stocker l’hydrogène à l’état solide ou liquide. Certains composés absorbent l’hydrogène et peuvent le restituer. Les hydrures métalliques permettent une densité volumique de stockage supérieure à celle de l’hydrogène liquide. L’absorption de l’hydrogène est réalisée à une pression de quelques dizaines de bars. « La réaction de désorption est endothermique et auto limitante : en cas de fuite accidentelle, la température du réservoir chute rapidement jusqu’à la température d’équilibre, interrompant le dégagement d’hydrogène. »  

Stockage liquide de l’hydrogène : Une autre voie développée au Japon utilise la voie du cycle réversible de la réaction d’hydrogénation du toluène en méthylcyclohexane : c’est-à-dire transport de ce liquide bon marché, puis déshydrogénation en présence d’un catalyseur pour relâcher de l’hydrogène.  Cette solution restera toutefois réservée à des transactions entre professionnels en raison de la très grande toxicité du toluène et du méthylcyclohexane pour la vie aquatique.  AREVA et la société allemande Hydrogenious travaillent séparément sur l’hydrogénation et la déshydrogénation d’une huile (dibenzotoluène).

Stockage souterrain :  Une des études pionnières sur ce sujet, menée aux États-Unis par le Gaz Technology Institute20, avait conclu que les cavités salines étaient le mode de stockage le plus approprié en comparaison des autres réservoirs géologiques (aquifères et gisements d’hydrocarbures épuisés) et que de grandes quantités de gaz pouvaient en toute sécurité être stockées en raison des volumes disponibles et des pressions de stockage élevées. La possibilité de manipuler des grands débits avec des cycles d’injection/soutirage rapides font des cavités salines l’option la plus satisfaisante.

De l’hydrogène est stocké dans plusieurs cavités à Teesside (Royaume-Uni) depuis 1972, dans des cavités près de la côte du golfe du Texas depuis 1983, ainsi qu’en Allemagne. Ces expériences in situ attestent de la faisabilité du stockage de l’hydrogène en cavités salines sur de longues périodes de temps et sans la survenue d’événements accidentels.

Le projet européen HyUnder, « Évaluation du potentiel, des acteurs, et d’un modèle économique pour le stockage massif d’hydrogène en Europe », auquel ont participé l’Allemagne, les Pays-Bas, l’Espagne, la France, la Roumanie et le Royaume-Uni a présenté un rapport en 2014. Il conclut à la faisabilité de la solution du stockage d’hydrogène en cavité saline quand la géologie s’y prête et indique un ordre de grandeur de prix de 40-60 €/m3 pour une cavité de plus de 500 000 m3 soit environ 0,5 €/kg

Il faut cependant noter que le stockage souterrain de l’hydrogène se distingue des autres stockages souterrains de gaz par un certain nombre de points : 1) l’hydrogène présente une grande mobilité qui induit une possibilité plus importante de fuite, que ce soit à travers le sel, les équipements et la tête de puits ; 2) du fait de sa réactivité chimique, l’hydrogène peut se recombiner avec beaucoup d’éléments dans le sous-sol et ne pas rester disponible sous forme gazeuse dans le stockage ; 3) la réaction chimique ou biochimique potentielle de l’hydrogène avec les équipements des puits peut entraîner leur fragilisation ; 4) dans certaines conditions dans les aquifères, l’hydrogène peut entraîner des réactions microbiennes conduisant à une modification de la composition du gaz stocké ;5)  le risque d’explosion ou d’inflammation peut être supérieur à celui du gaz naturel ; l’endommagement des parois de la cavité peut être amplifié par l’augmentation de la fréquence des cycles de pression. 6) Ces risques ne remettent pas en question la faisabilité du stockage souterrain de l’hydrogène puisque les sites opérationnels existants depuis trente ans n’ont pas connu d’accident majeur.

Cependant, une des conditions indispensables du développement et de l’acceptabilité du stockage souterrain de l’hydrogène, dans un contexte sociétal peu propice aux usages du sous-sol, est l’identification le plus en amont possible et l’évaluation de ces risques permettant des mesures de réduction ou de maîtrise appropriées pour rendre ces risques acceptables (notamment des mesures d’auscultation).

Un autre enjeu du stockage souterrain de l’hydrogène est qu’il n’existe pas à ce jour, sur le plan de la sécurité et de l’environnement, de cadre législatif et réglementaire spécifique à ce type d’activité, en particulier celui propre à la réalisation d’essais visant à vérifier l’intégrité des ouvrages et des installations associées

Utilisations de l’hydrogène

Généralités

Les usages potentiels de l’hydrogène énergie sont multiples ; à titre d’exemples : 1)  utilisation directe en injection dans les réseaux de gaz ; 2)  conversion de l’hydrogène en méthane de synthèse en le combinant avec du CO2 ; 3) utilisation d’hydrogène dans des installations de biogaz pour en améliorer le rendement) ou en e-fuels (kérosène, etc.) ; 4) utilisation pour les mobilités dans des véhicules : l’hydrogène est converti en électricité via des piles à combustible (PAC). Ces applications peuvent concerner les transports terrestres lourds, les transports fluviaux ou maritimes, les transports légers Longue distance, etc. La production d’électricité dans les piles à combustible ne génère que de l’eau, et donc ni gaz nocif ni particules fines . 5) stockage d’électricité renouvelable intermittente et transformation en électricité dans des PAC stationnaires, pour l’alimentation de bâtiments ou quartiers, ou pour alimenter le réseau de transport d’électricité (Power-to-Power).

Les mobilités :

La mobilité à base d’hydrogène apporte une autonomie que ne permet pas la mobilité électrique exclusivement à base de batterie. Certaines mobilités (bateaux, trains, camions et bus) ne peuvent être décarbonées par des batteries électriques dont la densité massique et volumique d’énergie est trop faible.

Il est raisonnable de penser que la mobilité hydrogène ne se développera dans un premier temps qu’à partir d’un nombre limité de points de distribution, réservant de fait son usage aux transports lourds et à des flottes locales. Enfin, la traction ferroviaire et les navires (sur de courtes distances, mais aussi en stationnaire au port) pourront recourir à l’hydrogène en substitution des hydrocarbures et notamment du fioul lourd.

L’Académie recommande que la distribution de l'hydrogène pour les mobilités fasse l'objet d'une politique nationale à l'instar de l’Allemagne. La priorité va au transport lourd (camions, bus et cars, ferroviaire, transport fluvial et maritime) et aux flottes locales urbaines et périurbaines. Il convient de mettre en place une structure de coordination nationale des acteurs publics et privés de tous les secteurs industriels de l’hydrogène. L'équipement des grandes capitales régionales au voisinage, notamment des centres de logistique doit être privilégié. Le réseau se développera ultérieurement le long des principaux corridors et au fur et à mesure du développement d’un parc de véhicules à hydrogène. Une attention particulière doit être portée aux enjeux de sécurité.

Au-delà, on peut penser au transport routier longue distance pour lequel les batteries ne constituent pas une solution viable. Quelques points de distribution sur les axes les plus fréquentés pourraient contribuer à décarboner un secteur qui contribue largement aux émissions de carbone.

Cependant au vu du nombre de véhicules envisagés, il est clair que les équipementiers et fournisseurs de systèmes ne pourront se contenter du marché français, mais devront viser un marché mondial : les politiques de soutien doivent être conduites avec cette vision. Le benchmark international permet d’appréhender la variété des approches des différents pays occidentaux et asiatiques, dont la Corée du Sud qui est particulièrement ambitieuse.

Enfin, les trains (cf. Alstom) voire les bateaux (sur de courtes distances) pourraient recourir à l’hydrogène sans nécessiter dans un premier temps le déploiement d’un grand nombre de points de distribution.

Une utilisation astucieuse : le prolongateur d‘autonomie : Renault produit depuis fin 2019 des véhicules utilitaires légers à batterie électrique, avec un prolongateur d’autonomie à l’hydrogène, dont le coeur est une pile à combustible de petite puissance (5 kW, 20 % à 25 % de ce qui serait nécessaire pour assurer la propulsion normale du véhicule). Le prolongateur permet de recharger la batterie y compris lorsque le véhicule est à l’arrêt. Le Kangoo passe d'une autonomie de 230 km dans la version électrique à batteries à 370 km pour la version hydrogène. Le Master atteint une autonomie de 350 km contre 120 km sans hydrogène.

Autres curiosités : Les voitures à hydrogène sont homologuées en France depuis décembre 2011. Les pompiers du département de la Manche sont dotés de véhicules à hydrogène pour leurs interventions journalières.

A l’heure actuelle, personne ne sait comment se fera la distribution entre le marché des véhicules électriques 100 % batterie et celui des véhicules électriques hybrides batterie/hydrogène.

Un verrou : la distribution de l’hydrogène : Le développement des mobilités hydrogène requiert la distribution du carburant aux utilisateurs. Les mobilités individuelles demandent un réseau très maillé : il y a en France environ 11 000 points de distribution de carburants. Même en acceptant un maillage réduit à 20 km par 20 km, il faudrait 2 500 points de distribution.

Or, les stations de distribution d’hydrogène nécessitent des investissements sensiblement supérieurs à un million d’euros, et doivent soit être alimentés – par camions actuellement, éventuellement par gazoduc à terme –, soit produire sur place leur hydrogène par électrolyse (elles sont alors plus chères d’environ 80%). Au-delà des quelques démonstrateurs existants, de telles installations ne peuvent être rentabilisées qu’avec des volumes distribués importants. Le développement d’un réseau, préalable à la vente des véhicules, ne peut guère se concevoir sans soutien public.

De façon assez unanime également, les pays passés en revue considèrent que le meilleur candidat à l’utilisation de l’hydrogène est la mobilité. Ceux qui ont été les plus dynamiques ont cependant été confrontés au développement des infrastructures. Tous les pays convergent vers l’équipement de grands centres régionaux avec une dizaine ou une quinzaine de stations de distribution d’hydrogène dans chaque centre, mais certains reportent l’équipement systématique de corridors hydrogène reliant les centres. Un exemple très cohérent d’une telle politique est actuellement en oeuvre en Allemagne avec le projet d’équipement d’une centaine de stations d’approvisionnement de véhicules en hydrogène. À cette fin, les principaux acteurs du marché allemand (Air Liquide, Daimler, Linde, OMV, Shell et Total), avec le soutien des constructeurs automobiles (BMW, Honda, Hyundai, Toyota et Volkswagen) et du gouvernement allemand se sont regroupés en un consortium unique H2 Mobility. Ils achèvent l’équipement des principales villes (Hambourg, Berlin, Rhin-Ruhr, Frankfort, Nuremberg, Stuttgart et Munich) en anticipant la demande ; un nombre plus limité de stations est installé entre ces sites. L’essentiel de l’approvisionnement est réalisé par transports routiers avec de l’hydrogène gris.

L’État de Californie soutient un projet similaire le long de la N One, de Seattle, San Francisco et la Silicon Valley, à Los Angeles, etc. Mais l’investissement dans les stations intermédiaires est ralenti dans l’attente de la naissance de la demande. Chine, Japon et Californie ont des objectifs similaires d’un million de véhicules à hydrogène en 2030 (500 000 pour la Corée), sans commune mesure avec l’objectif français (quelques dizaines de milliers). On peut cependant s’interroger sur leur réalisme. La Chine par exemple a décidé d’arrêter de subventionner au niveau étatique les véhicules à hydrogène dès 2021

Plusieurs pays (Chine, Norvège, Suisse) ont annoncé des plans ambitieux de transports routiers lourds avec des véhicules tracteurs à hydrogène et piles à combustible. Quelques grands constructeurs (Hyundai, Toyota, Cummins) ainsi que des starts up (Nikola) ont une offre. Il en est de même pour les transports collectifs par bus.

Perspectives, conclusions et recommandations de l' Académie des Technologies

Perspective : L’Académie des technologies dévoile son rapport présentant les grands enjeux de l’hydrogène pour la transition écologique et le développement industriel. Elle émet quatorze recommandations regroupées en quatre thèmes et définit des priorités aux usages de l’hydrogène décarboné en prenant en compte les aspects économiques souvent négligés. Elle préconise le développement d’une industrie française et européenne couvrant toute la chaîne de la production à l’utilisation de l’hydrogène en visant les marchés mondiaux. Enfin elle recommande l’accroissement de l’effort de Recherche et Développement.

Le secteur de l’hydrogène emploie aujourd’hui près de 2 000 personnes en France. Selon l’étude McKinsey, sur le développement de l’hydrogène pour l’économie française, les perspectives pour le développement de la filière hydrogène en France sont les suivantes. Environ 8,5 Md€ de chiffre d’affaires annuel en 2030 et 40 Md€ en 2050 – Un potentiel à l’export de 6,5 Md€ d’ici 2030 – Plus de 40 000 emplois dans le secteur en 2030 et plus de 150 000 emplois en 2050 – 10 à 12 Mt CO2 en moins en 2030 et 55 Mt en 2050.

Les principales recommandations sont les suivantes .

- Privilégier et promouvoir les applications de l’hydrogène en considérant le coût de la tonne de carbone évitée

 -  Assurer prioritairement une production décentralisée d’hydrogène par électrolyse pour les usages industriels diffus en substitution des productions centralisées et émettrices de CO2.

 - Développer l’usage de l’hydrogène pour les transports lourds et les flottes locales urbaines et périurbaines en équipant les grandes capitales régionales, tout en veillant aux enjeux de sécurité.

 - Encourager l’injection d’hydrogène décarboné dans les réseaux de gaz pour soutenir la demande et bénéficier ainsi d’économies d’échelle dans la production.

 - Développer des démonstrateurs industriels de systèmes de stockage et de distribution 100 % hydrogène notamment pour l’approvisionnement énergétique des zones non interconnectées (ZNI).

 -  Assurer la cohérence des opérations de démonstration initiées par les territoires.

- Développer des outils d’analyse système et des scénarios d'ensemble, couplant notamment le secteur électrique et le secteur gazier.

-  Sécuriser l’utilisation de l’hydrogène en poursuivant les travaux normatifs et réglementaires au niveau européen.

- Mettre en place à l’échelle européenne une certification d’origine de l’hydrogène exclusivement fondée sur les émissions de CO2 lors de sa production (ce qui n’est pas le cas actuellement).

 - Promouvoir une industrie française et européenne de la chaîne de l’hydrogène. Promouvoir de façon volontariste une filière industrielle française et européenne Électrolyseur/Pile à combustible à partir de l’écosystème déjà dynamique et soutenir les entreprises de toute la filière par l’amplification de prises de participation, soutiens en fonds propres, aides remboursables, aides à la trésorerie.

 - Ne pas négliger la production par voie reformage/CCUS en associant les acteurs français d’envergure internationale.

 - Valoriser les opérations de démonstration en veillant à ce qu’elles n’aient pas comme principale conséquence l'importation d'équipements produits en Asie ou en Amérique du Nord.

Qqs mesures plus spécifiques :

Mesure 13 : développement au travers du Programme d’investissement d’avenir de véhicules français lourds/de grande autonomie à hydrogène et des composants associés et de systèmes de production et de stockage de l’hydrogène ;

Mesure 14 : programme de recherche via l’Agence nationale de la recherche pour s’attaquer aux ruptures technologiques ;

Mesure 15 : offre de formation spécifique ;

Mesure 16 : création d’un centre international de qualification/certification de composants H2 haute pression ;

Mesure 17 : définir la place de l’hydrogène dans le rail pour verdir le ferroviaire ;

Mesure 18 : engagements réciproques entreprises-pouvoirs publics pour l’élaboration des engagements pour la croissance verte grâce aux comités stratégiques de filière.

Préparer l’avenir par un effort français et européen accru de R&D. Amplifier la recherche et développement, particulièrement sur les technologies à maturité intermédiaire, en soutien au lancement de la filière et à l’émergence de groupes industriels à ambition mondiale.

Stratégie industrielle : Quelques champions français de l’hydrogène

Stratégie :  Moins financer les intégrateurs, mieux financer des acteurs qui inventent et fabriquent des composants essentiels

Les dispositifs de soutien financier sont orientés vers les acteurs industriels qui émettent des gaz à effet de serre dans le domaine industriel (cimenterie notamment), le domaine du transport et le domaine de l’électricité. C’est une politique orientée vers les intégrateurs (souvent au comportement d’acheteurs) sur le territoire de la France.

L’expérience industrielle de notre pays a permis de constater que les politiques de ce type risquaient d’induire le développement des importations en ne conservant sur notre territoire que le montage des équipements et une part de la gestion. La recherche nationale se trouve alors peu exploitée.

L’Académie souhaite que la France fasse porter ses efforts sur les acteurs industriels qui produisent et fabriquent des composants essentiels (électrolyseurs …) ou élémentaires à valeur ajoutée ou stratégique (membrane, catalyseur…), c’est-à-dire des constructeurs ou encore fabricants des composants de la chaîne de valeur de l’hydrogène, avec pour objectif de développer leurs activités sur le marché mondial. L’Académie souhaite que ces constructeurs et fabricants soient favorisés et pas seulement les intégrateurs, souvent des grands groupes qui lors des opérations de démonstration ou de pré-déploiement intègrent les sous-traitants les moins-disant (politique d’achat), ou s’associent avec des partenaires dans le cadre de consortiums au détriment de fournisseurs ou partenaires français ou européens.

Dans cette approche, il n’est pas obligatoire de développer l’ensemble de la chaîne industrielle. Il peut être préférable de choisir certains composants essentiels ou éléments de cette chaine de valeur pour lesquels la France peut générer un avantage compétitif sur le marché mondial. Une possibilité est de sélectionner les technologies pour lesquels des acteurs industriels français disposent d’atouts et de soutenir leur développement quel que soit le niveau d’avancement de la technologie en mettant les moyens pour accélérer les processus de mise en service industriel.

Quelques champions français

. Les électrolyseurs (L’électrolyseur est au cœur de la chaine de valeur. Deux fabricants français sont présents sur le marché :

McPhy (dont EDF vient de prendre 21 % du capital) avec une gamme d’électrolyseurs alcalins de 4, 20, 100 MW et au-delà (fabrication en Allemagne pour les grandes puissances). Mc Phy a opté pour une technologie mature mais dont la réalisation pour les fortes puissances reste un défi.

Areva H2Gen (actionnaires : AREVA SE, Ademe, Smart Energies, - de 20 salariés) propose des électrolyseurs de type PEM.

En Europe, le norvégien NEL Hydrogen Electrolyser, une division de NEL ASA, est no1 mondial. Sont également présents le britannique ITM POWER, les allemands Thyssenkrupp et Siemens et Hydrogenics, société canadienne dans laquelle Air Liquide vient de prendre une participation de 18,6 % et, plus récemment Cummins qui en a pris la majorité aux côtés d’actionnaires chinois.

Sylfen (spin off du CEA) prépare l’avènement des électrolyseurs Haute température (850°C) qui permettent d’accroître le rendement et peuvent être employés de façon réversible en pile à combustible.

Ergosup développe une technologie d’électrolyseurs à haute pression avec électrochimie du zinc..

Applications stationnaires (piles à combustibles...) Pour les applications stationnaires, le marché est dominé, notamment, par les japonais Panasonic, Toshiba...

Hydrogène de France (HdF) :  Hydrogène de France a signé le 9 Décembre 2019 un accord avec le canadien Ballard Power Systems (actionnaire chinois), basé à Vancouver et producteur de PAC depuis 40 ans (pour un un transfert de technologie – en l’occurrence sous solution PEM* –Concrètement, l’opération pourrait donner naissance à une usine opérationnelle en 2022 avec 50 MW de capacité de production espérée en 2025 et une centaine d’employés. Un projet à 15 M€, où l’achat des coeurs de pile Ballard pèse lourd. Par ailleurs l’ambition est de faire du co-développement avec Ballard.

AREVA SE (Helion) : Depuis juillet 2019, AREVA SE opère sous le nom de marque Helion Hydrogen Power, afin de capitaliser (30 brevets) sur « vingt ans d’expérience et un savoir-faire reconnu dans le domaine de l’hydrogène et de la pile à combustible ».

Applications mobilité (piles, réservoir...)  

Michelin et Faurecia (contrôlé par PSA) ont formé Symbio une coentreprise  dédiée à la fabrication de modules hydrogène à intégrer dans des véhicules de différentes puissances. Symbio fournit déjà les piles à combustible des Kangoo ZE et des Renault Master. L’investissement prévu est de 140 millions Euros et l’objectif de chiffre d’affaire de 1,5 milliards en 2030. La société a 200 salariés

Safra est une société albigeoise qui conçoit et construit des bus avec toutes sortes de motorisations notamment électriques et en particulier hydrogène avec une pile à combustible Symbio). Avec son modèle de bus à hydrogène BUSINOVA, Safra a gagné plusieurs appels d’offres (Syndicat de transport Artois-Gohelle, Versailles, Le Mans, aéroport de Toulouse, Auxerre).

Plastic Omnium (PO) a acquis une expertise dans le domaine des réservoirs sous pression et notamment des réservoirs 700 bars, en prenant le contrôle d’Optimum CPV en Allemagne, et en gestion et contrôle de l’énergie dans les systèmes embarqués par l’acquisition de Swiss

Hydrogen. En 2016, PO a créé une coentreprise avec la société israélienne Celltech. PO a déjà reçu des commandes pour des réservoirs 300 bars pour des bus et a obtenu la certification de ses réservoirs 700 bars.

Mahytec propose des solutions de stockage d’hydrogène comprimé et solide ainsi que des packs intégrés électrolyseur,réservoir et pile à combustible.

Stelia Aerospace Composites a homologué une nouvelle génération de réservoirs très haute pression en fibre de carbone. De plus, Stelia a conclu un accord exclusif avec Faurecia pour mettre a sa disposition sa propriété intellectuelle et son savoir-faire dans le domaine des réservoirs d’hydrogène en matériaux composites.

Atawey est une start-up française qui propose des stations services  intégrées pour la mobilité hydrogène.

Proviridis met en place des infrastructures innovantes de distribution de carburants et énergies propres permettant de répondre à la fois aux enjeux environnementaux et aux contraintes économiques des consommateurs : GNV, Biométhane, hydrogène et électricité.

Aaqius développe un concept de recharge pour mobilité légère à l’aide de « canettes » type canette de soda.

Alcrys spécialiste français de la haute pression, Alcrys® réinvente la régulation des gaz avec une technologie exclusive : Alcrysafe®. Alcrysafe est une technologie qui permet de composer des équipements haute pression à la manière de Lego, en assemblant des corps cubiques et des cartouches fonctionnelles

Ad-Venta est une jeune société française innovante spécialisée dans la mise en œuvre des gaz sous pression et tout particulièrement l’hydrogène. Ad-Venta bénéficie de compétences basées sur plus de 40 années d’expérience et fournit à ses clients des solutions clés en main dans les domaines suivants : régulateurs de pression et détendeurs de petite taille, à coûts contraints, sûrs, simples et fiables, dispositifs fluidiques intégrés, Intégration mécanique de fonctions fluidiques.

L’écosystème français décrit ci-dessus même s’il n’est pas exhaustif est considéré comme dynamique ; néanmoins ce sont de très petites sociétés qui, pour se développer ont besoin d’assurer leur propre prospection commerciale au plan mondial (cout élevé) mais aussi l’appui et la crédibilité d’acteurs plus puissant (adossement à des ETI ou groupes). Cet écosystème a aussi besoin d’appels d’offres ciblés en France et en Europe pour les aider à grandir.

 Intégrateurs :  les intégrateurs. De grands groupes ont annoncé un intérêt et présenté une stratégie pour l’hydrogène, mais qui tarde à se concrétiser par des réalisations concrètes car comme montré au chapitre 5 l’économie de l’hydrogène reste en grande partie à inventer.

Air Liquide (AL) qui dispose d’une expertise exceptionnelle sur l’ensemble de la chaine de l’hydrogène : approvisionnement, production, distribution, compression, transport. Que l’hydrogène soit fabriqué par vaporeformage, soit vert ou bleu avec réinjection du CO2 émis, n’est pas la préoccupation centrale pour Air Liquide qui est d’abord le spécialiste mondial de cette molécule.

AL est initiateur de quatre consortiums (Allemagne, Japon, Corée du sud, France) visant à déployer l’infrastructure de recharge hydrogène pour la mobilité. Par ailleurs, AL conduit des projets en Europe (600 taxis hydrogène à Paris, capture de CO2, production d’acier bas carbone en remplaçant en partie le charbon par de l’hydrogène, garanties d’origine de l’hydrogène bas carbone…), en Amérique du Nord (en Californie station de 30 t/jour pour alimenter 35 000 véhicules, au Canada construction du plus grand électrolyseur PEM au monde de 20 MW…) et en Asie (stations-service en Chine…)

EDF a publié chez Lavoisier un livre sur l’hydrogène décarboné et a pris une participation de 21 % dans le capital de McPhy. Elle a créé une filiale Hynamics pour produire et commercialiser de l’hydrogène bas carbone pour l’industrie chimique, verre, agro-alimentaire, transformation des métaux...), les raffineries mais aussi le marché de la mobilité en accompagnant les collectivités territoriales. Les pays visés sont la France, l’Allemagne, les États-Unis, la Chine et les Emirats.  EDF a été retenu pour l’appel à projet mobilité et industrie sur deux projets. On évoque l’installation d’électrolyseurs près de la centrale nucléaire de Penly en Normandie. L’idée souvent présentée par les politiques de l’usage des excès temporaires d’électricité verte pour faire fonctionner des électrolyseurs n’est pas retenue, semble-t-il, par EDF faute de rentabilité raisonnable.

Engie a fait le pari de l’hydrogène pour sa production, commercialisation et sa distribution. Engie via notamment sa filiale Gnvert développe de nouvelles stations de ravitaillement en H2 et totalise 18 stations en exploitation en France à fin 2019. Enfin le projet HyGreen en association avec Air Liquide, dans la vallée de la Durance a pour ambition d’associer 900 MW de PV avec une capacité de 435 MW d’électrolyse et de stockage de l’hydrogène dans les cavités salines de Manosque. Dans le domaine industriel, Engie associé avec Yara et Enaex ont le projet d’introduire de l’hydrogène renouvelable dans la production de NH3. Engie investit aussi dans des start-ups liées à l’H2 comme récemment dans H2SITE 63 qui fabrique des membranes pour la purification de l’H2

Le projet GRHYD (Gestion des réseaux par l’injection d’hydrogène pour décarboner le gaz) est développé près de Dunkerque, pour tester le mélange gaz naturel-hydrogène dans le réseau de distribution, ce mélange a aussi été testé comme carburant dans les bus. Jupiter 1000, projet de Power to Gas, mené par GRTgaz, est installé à Fos sur mer avec deux électrolyseurs de 500 kW chacun, PEM pour l’un, alcalin pour l’autre (200 m3/heure). ENGIE a aussi plusieurs projets mixtes de biogaz 1er génération etTotal s’intéresse à la production d’hydrogène par vaporeformage et stockage du CO2 produit. Cette solution est envisagée en Ecosse, à Dunkerque, en Norvège avec des partenaires industriels. Total est aussi actif dans les stations H2 en Allemagne, au Benelux et bientôt en France. La feuille de route de TOTAL est en cours de redéfinition.

Les grands intégrateurs sont présents notamment par les commandes qu’ils passent et les opérations, certaines de taille significative qu’ils engagent ou annoncent. Ont-ils le rôle d’entrainement de l’industrie française/européenne que l’on pourrait attendre d’eux ?