Hydrogène bas carbone en France : quelles priorités ?

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(Crédits : iStock)
OPINION. L'hydrogène bas carbone pourrait, à moyen terme, contribuer à la décarbonation des secteurs de l'industrie et des transports de longue distance en France. Or les projets de taille limitée ne trouveront pas de rentabilité même pour un investissement en 2030, à moins de voir évoluer fortement la fiscalité carbone. Aussi serait-il intéressant, pour réduire les coûts, d'envisager de plus gros projets, des « hubs hydrogène » permettant de massifier les usages. Par ailleurs, avant d'envisager des systèmes d'hydrogène « vert », l'hydrogène produit à partir du mix électrique français peu carboné pourrait être considéré dans une première phase de déploiement. (*) Par Caroline Dornstetter, senior manager à Yélé Consulting, société de conseil spécialisée dans le secteur de l'énergie.

L'hydrogène bas carbone, une filière en pleine ébullition

« Jamais en Europe nous n'avions vu un tel niveau d'intérêt concernant l'hydrogène que ce que nous observons aujourd'hui. La raison est double : nous avons besoin de l'hydrogène pour parvenir à la neutralité climatique et nous devons saisir cette opportunité d'investir dans les technologies énergétiques propres ». C'est ainsi que la commissaire européenne à l'énergie Kadri Simson a débuté son discours au Global Hydrogen Forum en juin dernier. L'hydrogène « bas carbone » ou « propre » est considéré comme l'un des vecteurs énergétiques d'avenir pour décarboner notre économie. En effet, l'hydrogène bas carbone peut être utilisé en tant qu'intrant dans des process industriels, carburant pour la mobilité, solution d'autonomie énergétique ou solution de stockage pour aider à l'intégration massive des énergies renouvelables électriques au réseau. L'hydrogène bas carbone peut également venir alimenter les réseaux de gaz existants en substitution du gaz fossile (jusqu'à 10% d'ici 2030 selon les estimations des principaux acteurs gaziers français [1]).

Alors que la Commission européenne vient de définir les grands axes de sa stratégie hydrogène, où elle identifie ce vecteur énergétique comme l'un des piliers du Green Deal, plusieurs pays européens ont déjà annoncé de grands plans d'investissement et le lancement de projets d'expérimentation à grande échelle. L'Allemagne a par exemple annoncé un investissement de 9 milliards d'euros pour le développement de l'hydrogène dont il compte devenir « le numéro 1 mondial ».

Afin de certifier l'origine de l'hydrogène produit en Europe, un consortium de plusieurs dizaines d'acteurs a mis en place la plateforme CertifHy. L'objectif est de développer un mécanisme de garanties d'origine pour l'hydrogène bas carbone en Europe, ainsi que les règles de ce nouveau marché de l'hydrogène à venir.

Lire aussi : L'UE prend le train de l'hydrogène propre

En France, décarboner les usages industriels et de mobilité lourde

L'hydrogène bas carbone servirait avant tout à réduire les émissions de CO2 des secteurs de l'industrie et du transport sur le territoire français. En effet, selon une étude du gestionnaire du réseau de transport d'électricité RTE [2], l'utilisation de l'hydrogène en tant que solution de stockage pour compenser le caractère variable des énergies renouvelables électriques (et ainsi aider leur intégration au réseau) n'est pas indispensable à horizon 2035.

Côté industrie, il s'agit de remplacer l'hydrogène d'origine fossile utilisé chez les gros consommateurs industriels (e.g. raffinage pétrolier, production d'engrais) comme chez les plus petits (e.g. fabrication du verre, métallurgie, électronique ou agro-alimentaire).

Côté transport, l'hydrogène pourrait être utilisé comme carburant pour les véhicules lourds (routiers, ferroviaires, fluviaux, maritimes), effectuant des trajets réguliers sur de longues distances.

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Pas de rentabilité pour les petits projets en France

Certains acteurs territoriaux envisagent des projets d'hydrogène bas carbone car ceux-ci s'intègrent dans leurs démarches de planification énergétique territoriale visant notamment à réduire les émissions de CO2 en local ; en particulier dans les territoires bien pourvus en énergies renouvelables, où par ailleurs certains actifs de production (essentiellement éoliens) arrivent en fin d'obligation d'achat, ce qui pousse les producteurs à chercher de nouveaux débouchés.

Selon une analyse de Yélé Consulting, les projets de taille limitée (i.e. un électrolyseur d'une puissance inférieure à 5 MW) ne seront pas rentables sur 20 ans pour un investissement en 2030, même en considérant une baisse de 30% des coûts d'acquisition de l'électrolyseur et une baisse de 20% du prix de l'électricité par rapport aux niveaux de 2020. De plus, ces estimations quantitatives tiennent compte du fait que de tels projets seront en partie subventionnés à l'investissement et que l'ensemble de l'hydrogène produit trouvera localement ses débouchés, ce qui relève d'hypothèses optimistes. Au-delà des usages industriels et de mobilité considérés dans cette analyse, la brique technologique de méthanation, qui permet de produire du méthane de synthèse à partir d'hydrogène et de CO2pour l'injecter dans le réseau existant de gaz, dégrade encore l'équation économique : en effet, le coût de production du méthane de synthèse produit est très largement supérieur au prix de marché du gaz naturel.

Ainsi, en l'absence de fiscalité carbone plus forte (e.g. un prix supérieur à 100 €/tCO2eq) qui diminuerait l'intérêt de l'hydrogène et des carburants d'origine fossile dans l'industrie et les transports, de tels projets ne sont pas viables économiquement.

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Développer des « hubs hydrogène » pour massifier les usages et réduire les coûts

La diversification et la massification des usages de l'hydrogène bas carbone peut permettre de réduire progressivement les coûts de production en bénéficiant d'économies d'échelle. Dans un rapport publié fin 2019 [3], les Conseillers du Commerce Extérieur de la France recommandent la mise en place de « hubs hydrogène » (ou hydrogen valleys) permettant de mutualiser les usages à l'échelle d'un territoire. Les plateformes industrialo-portuaires, par exemple, constituent de bons sites d'accueil pour ces hubs : en effet, ces sites rassemblent plusieurs producteurs et plusieurs consommateurs (avérés ou potentiels) d'hydrogène, pour des usages multiples alliant industrie et mobilité lourde. Le Port de Marseille Fos, le Grand Port Maritime de Nantes Saint-Nazaire ou le Grand Port Maritime de Dunkerque seraient par exemple de bons candidats pour accueillir de tels projets à grande échelle.

Exploiter le mix électrique français peu carboné

Le coût de production de l'hydrogène produit à partir d'électricité de source renouvelable telle que l'éolien ou le solaire photovoltaïque est encore élevé. De plus, le caractère variable de la production d'électricité rend variable la production d'hydrogène, ce qui complexifie son adéquation avec les usages. Par ailleurs, pour rentabiliser les coûts d'acquisition élevés d'un électrolyseur, celui-ci doit fonctionner le plus souvent possible pour maximiser la production.

Le mix électrique français étant fortement décarboné (car majoritairement composé de nucléaire et d'hydraulique), il serait intéressant de considérer en priorité la production d'hydrogène à partir de ce mix décarboné. Cette production serait plus rentable que celle provenant de l'éolien ou du solaire photovoltaïque puisqu'elle serait stable et régulière (l'électrolyseur pouvant être alimenté en continu), en supposant toutefois que le prix de cette électricité « réseau » reste limité. C'est sans doute la solution à privilégier, en attendant que le taux d'énergies renouvelables électriques dans le mix soit suffisant pour opérer une transition vers l'hydrogène vert, transition qui serait alors facilitée par l'existence d'écosystèmes hydrogène déjà en place.

Lire aussi : L'Allemagne ambitionne de devenir "numéro 1 mondial" dans l'hydrogène

Top départ des expérimentations

En attendant les projets à grande échelle, des expérimentations permettent d'évaluer la faisabilité des systèmes, de développer les compétences et de structurer des écosystèmes locaux. Plusieurs projets pilotes sont en cours ou prévus d'être lancés sur le territoire français, pour des usages industriels, de mobilité ou encore à usages mixtes. Ces projets permettent d'évaluer la faisabilité des systèmes (électrolyseurs, systèmes de stockage, postes d'injection, stations de distribution), de développer les compétences associées et de faire collaborer plusieurs types d'acteurs tels que les grands groupes industriels, les PME, les organismes de recherche, les gestionnaires de réseau et les collectivités territoriales. À titre d'illustration, le projet HyWay, porté par la Compagnie Nationale du Rhône (CNR), Air Liquide, ENGIE et d'autres partenaires, a permis de produire et d'intégrer des kits hydrogène pour prolonger l'autonomie de véhicules hybrides dans des Kangoo ZE H2, alimentées par des stations de recharge d'hydrogène situées à Lyon et à Grenoble.

Par ailleurs, plusieurs projets ont été lancés dans les territoires d'outre-mer (en Guyane, en Martinique et à la Réunion), identifiés comme des zones prioritaires d'expérimentation par le Plan Hydrogène français de 2018, en regard de leur objectif d'autonomie énergétique à horizon 2030.

Dans l'attente d'une stratégie claire sur l'hydrogène en France, les acteurs de la filière (e.g. ENGIE, Air Liquide, EDF, Total) viennent d'adresser un courrier au Premier ministre Jean Castex pour demander à l'État d'investir massivement jusqu'en 2023 afin de « donner à la France une position industrielle stratégique dans l'économie bas carbone de demain ».

[1] « Conditions techniques et économiques d'injection d'hydrogène dans les réseaux de gaz naturel », Collectif, Juin 2019
[2] « La transition vers un hydrogène bas carbone », RTE, Janvier 2020
[3] « Hydrogène : l'heure est venue », Groupe Climat des Conseillers du Commerce Extérieur de la France (CNCCEF) en collaboration avec l'Association Française pour l'Hydrogène et les Piles à Combustible (AFHYPAC)

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Commentaires
a écrit le 28/07/2020 à 11:58 :
La France possède à ce jour ttes les briques technologiques permettant une production d'H2 vert ou decarbone avec des firmes comme Air Liquide, Engie pour le stockage, l'acheminement, la distribution en pt à pt de H2, la conception de la chaîne de production d'H2 vert à partir de parcs éoliens ou photovoltaïques pouvant faire appel à des électrolyseurs industriels de Mcphy Energy ou de CETH et des piles à H2 de puissance fabriquées par HDF, associées à des onduleurs de puissance Schneider Électrique ou ABB
Une telle chaîne est de nature à découpler production intermittente et consommation d'électricité ts 2 aléatoires par le biais d'un stockage tampon d'H2, mais avec une perte d'énergie d'environ 50% liée au processus électrochimique.
Dc, ds le cas de la chaîne H2 verte, le stockage tampon d'H2 sert doublement à adapter au plus juste le kWh produit du kWh consommé, et d'autre part, de satisfaire à des besoins extérieurs en H2 pour la mobilité ou autre ( santé, industrie chimique...).
Un calcul économique est dc à faire pour dimensionner au minimum l'installation et son stock tampon qui doit doublement répondre au besoin d'électricité du réseau public et au besoin d'H2 par ailleurs, tt en comparant avec le coût du kWh produit et perdu faute de dde du réseau cumulé avec celui du kWh issu d'une autre source en relève, faute de production du fait de l'intermittence.
Ds le cas de la chaîne H2 decarbonee alimentée directement par une ctrale nucléaire, il n'y a pas le pb de l'intermittence et le stock d'H2 produit ne sert qu'aux besoins extérieurs.

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