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Hydrogène : quel hydrogène, et pour quels usages ?

samedi 1er mai 2021, par Bruno Wiltz, Romain Provost de la Fardinière (ECL 81)

A propos du colloque du 10 février 2021 organisé en partenariat avec EVOLEN.

Point de vue de deux experts, le Professeur Gérard Bonhomme et M. Cédric Philibert.
Décryptage, par Romain Provost de La Fardinière et par Bruno Wiltz

« La science ne crée pas l’événement, l’évènement crée la science » (Michel de Montaigne).

Nous avons assisté à un échange passionnant, mais aussi passionné, comme les experts français savent nous en réserver. Le débat entre le savant, le scientifique, le professeur Gérard Bonhomme [1]., et le sachant, l’économiste Cédric Philibert [2]), a montré une fois de plus que dès que l’on parle de transition énergétique, on touche à un sujet sensible. Pourtant, l’hydrogène semblait faire consensus ; les intervenants étaient d’accord sur l’essentiel, sur les objectifs de décarbonation, et presque d’accord sur le rôle de l’hydrogène dans la transition énergétique, limité à des usages pertinents qui ne peuvent être décarbonés autrement ; mais là où le bât blesse, c’est sur la ressource pour produire l’hydrogène décarboné.

Le débat, riche en controverses, a abordé une multitude de concepts autour de l’hydrogène, de sa production, des ressources énergétiques, des technologies et des usages ; à chacun de se faire sa propre opinion !
La Fontaine avait-il raison : on ne gagnerait pas à aller trop vite ?

Usages industriels de l’hydrogène dans nos économies contemporaines :

L’hydrogène est avant tout un gaz industriel complexe, dont la production est polluante, et la manipulation dangereuse. Comme pour toutes les énergies, c’est un domaine réservé à des entreprises spécialisées. La production mondiale annuelle est de l’ordre de 70 millions de tonnes pour de l’hydrogène pur, essentiellement pour des usages industriels : le raffinage (40 Mt) pour réduire la teneur en soufre des hydrocarbures, et la pétrochimie (30 Mt) pour fabriquer de l’ammoniac, qui sert aux engrais azotés, à la fabrication d’explosifs ou de réfrigérants, et pour fabriquer du méthanol. On utilise aussi l’hydrogène dans la sidérurgie, et dans une moindre mesure pour son pouvoir énergétique dans d’autres industries lourdes. Il est produit presqu’exclusivement par vaporeformage du méthane (extraction de la molécule d’hydrogène du gaz naturel CH4), qui consomme 2% de la production annuelle de méthane, ou par gazéification du charbon (6% de la production annuelle du charbon). Ces procédés utilisent l’oxygène de l’air pour la combustion, et génèrent de grandes quantités de C02, respectivement 10t et 20t de CO2 par tonne d’H2 produite, ce qui conduit à un total de 820 Millions t de CO2 par an, ou 2 à 3% des émissions mondiales de CO2, autant que l’aviation ou le transport maritime.

Pourquoi l’hydrogène comme composante de la transition énergétique ?

Mais c’est surtout pour ses capacités physico-chimiques, et comme vecteur énergétique, beaucoup plus que pour son pouvoir énergétique, que l’hydrogène fait son entrée dans la transition énergétique pour décarboner des pans entiers de notre économie, et pour atteindre la neutralité carbone en 2050.
Son utilisation ne fait sens que si l’hydrogène est « renouvelable », c’est-à-dire qu’il est produit à partir d’électrolyse de l’eau, qui ne génère pas de carbone. Mais il faut beaucoup d’énergie électrique, environ 50 kWh d’électricité pour produire 1 kg d’hydrogène par électrolyse, et l’électricité consommée devra elle-même être décarbonée, d’origine renouvelable ou bas-carbone. Il faut aussi retenir qu’un kg d’hydrogène a un pouvoir énergétique de 33 kWh, équivalent à 3 litres de pétrole. A volume égal, l’hydrogène comme les gaz combustibles, permet de stocker 70 à 230 fois plus d’énergie que l’eau des barrages, ou que l’air comprimé en cavité souterraine.
L’hydrogène électrolytique sera donc utilisé prioritairement pour décarboner l’industrie en se substituant à l’hydrogène carboné, puis pour transformer l’électricité en gaz, que l’on peut stocker, à la différence de l’électricité ; il servira aussi à faciliter l’intégration des renouvelables aux réseaux électriques, et à assurer les lissages de charge inter-saisonniers. Dans sa dimension chimique, c’est la molécule d’hydrogène qui participera à la constitution de e-fuels ou de molécules de synthèse.

Hydrogène renouvelable versus électricité renouvelable ?

Un premier paradoxe soulevé par Cédric Philibert est que l’hydrogène, produit lui-même à partir de renouvelables, ne peut se substituer aux renouvelables pour un grand nombre d’usages. L’hydrogène ne fera pas tout, et ne permettra pas de décarboner le mix énergétique mondial ; la solution est dans l’électrification renouvelable massive, et l’hydrogène ne sera qu’un appoint là où l’électrification ne suffira pas. À la différence de la production d’électricité à partir de fossiles, qui engendre des pertes énergétiques de l’ordre de 60%, l’électricité renouvelable, produite à partir de l’hydraulique, du solaire, ou du vent, ne génère quasiment pas de perte ; elle a donc l’avantage d’être à la fois énergie primaire et énergie finale, et offrira des rendements très supérieurs aux énergies fossiles, par exemple pour les pompes à chaleur ou les moteurs électriques, dans le bâtiment comme dans la mobilité. L’électricité renouvelable est aussi devenue plus compétitive que la plupart des autres formes d’énergie du fait de la baisse des coûts observés récemment dans le solaire ou l’éolien terrestre à différents endroits de la planète (on atteint 30$ le MWh solaire) ; il n’y a donc pas lieu de passer par l’hydrogène, complexe et coûteux, pour le chauffage urbain, la mobilité légère, et même la mobilité routière lourde.

Le potentiel d’énergies renouvelables est-il un frein pour produire de l’hydrogène décarboné ?

Pour le professeur Gérard Bonhomme, la limitation vient surtout de notre incapacité à produire suffisamment de renouvelables pour fabriquer les quantités phénoménales d’hydrogène requises par la transition énergétique ; la consommation mondiale d’énergie est de l’ordre de 10 milliards de TEP, dont 82% d’origine fossile ; il faudrait un équivalent de 2,72milliards de tonnes d’hydrogène pour remplacer les fossiles, inconcevable ! Et si l’on souhaite décarboner 20% de la consommation finale d’énergie grâce à l’hydrogène à l’horizon 2050, comme cela est inscrit dans les programmations énergétiques européennes, il faudra au minimum doubler la puissance électrique installée actuelle, voire beaucoup plus, ce qui est totalement illusoire à partir des seuls renouvelables. Rien que pour la France, il faudrait 30 TWh de production d’électricité pour produire les 630.000 t d’H2 inscrits dans la PPE pour 2028, ou 500 TWh pour obtenir 20% d’énergie finale par l’hydrogène en 2050 (objectif SNBC), soit plus du double de la production française d’aujourd’hui, inabordable par les seules productions renouvelables en France.
Pour Cédric Philibert, les capacités de renouvelables sont au contraire très importantes dans le monde, et il n’y a pas de limite au potentiel mondial d’énergies renouvelables. Il y ajoute en support la production d’Hydrogène « bleu », obtenu par vaporeformage de méthane combiné à des techniques de captage et de séquestration de CO2 (CCS), procédé auquel il préfère l’hydrogène « turquoise » qui génère du carbone solide et non du CO2. Le carbone solide peut se vendre, il intéresse l’industrie.

L’impact des intermittences sur le coût de la production électrolytique d’hydrogène :

Pour les mêmes raisons que celles évoquées précédemment, le professeur Bonhomme ne croit pas plus au concept du tout électrique d’origine renouvelable. S’il est exact que les renouvelables présentent de très bons rendements, cet avantage est vite effacé par des facteurs de charge déplorables : de l’ordre de 12% pour le photovoltaïque, de 22% pour l’éolien terrestre, et pouvant aller jusqu’à 45% pour l’éolien en mer. On est très loin des centrales pilotables ! Le coût caché des intermittences est très élevé, il faut créer des infrastructures de stockage et des infrastructures de secours (« back up ») qui font perdre leur compétitivité aux renouvelables. Il faudra aussi surdimensionner les électrolyseurs pour répondre aux périodes de pleine charge, et il y aura un fort impact sur les coûts d’investissement.
Cédric Philibert rétorque que les coûts induits par les intermittences sont déjà inclus dans les courbes de coûts de l’hydrogène décarboné, et que c’est un mythe de vouloir faire tourner les électrolyseurs à pleine charge, soit 8000 heures par an pour être compétitif et amortir plus rapidement les coûts des investissements ; il convient aussi de prendre en compte le coût de l’électricité consommée, lequel est pénalisé à pleine charge par la tarification qui s’applique aux heures pleines ; de surcroît l’électricité est plus carbonée, car générée par des centrales d’appoint, généralement au gaz ou au charbon. Il faut donc trouver le juste équilibre entre le coût des investissements (capex) qui diminue avec la charge, et le coût de l’électricité (opex) qui augmente avec la charge, jusqu’à devenir dominant dans l’équation. L’optimum économique se situe in-fine entre 3000 et 6000 heures par an ; il permet de se rapprocher du coût de production de l’hydrogène « gris », inférieur à 2€/kgH2.

Limitation des usages :

On l’aura compris, la limitation de la production d’hydrogène décarboné, que ce soit par insuffisance d’électricité renouvelable comme le soutient le professeur Bonhomme, ou par non-disponibilité de l’électricité renouvelable qui doit être prioritairement utilisée à d’autres fins de décarbonation selon M. Philibert, conduit à limiter les usages de l’hydrogène à quelques domaines d’application jugés pertinents, et impossible à décarboner via l’électricité : raffinage, ammoniac, méthanol, sidérurgie, plus quelques bio-fuels, e-fuels et kérosènes de synthèse à partir de CO2 de biomasse, destinés à l’industrie aéronautique et au transport maritime longue distance ; et c’est à peu près tout ! L’hydrogène pourra aussi servir marginalement au stockage et à l’intégration des renouvelables aux réseaux électriques.

Les sources de production de l’hydrogène électrolytique et le transport de l’hydrogène :

Le professeur Bonhomme ajoute que de son point de vue, les renouvelables ne seront pas au rendez-vous, ne serait-ce pour produire l’hydrogène nécessaire aux seuls usages précités. Le nucléaire deviendra incontournable si on veut décarboner nos économies et sortir des hydrocarbures, et ce d’autant plus que les centrales de quatrième génération permettront une réduction importante des déchets.
Pour pallier aux importants besoins en énergie bas-carbone, M Philibert insiste sur le potentiel des pays favorisés par le soleil (Espagne, Afrique du Nord, Proche-Orient, Chili, Australie), où l’hydrogène décarboné peut être produit immédiatement en grande quantité et à bas coût. Il reconnait toutefois que l’hydrogène ne pourra être transporté sur de longues distances (trop cher à liquéfier à -260°C, et bateaux trop coûteux), sauf par gazoducs entre le Maroc et l’Europe par exemple ; l’hydrogène produit devra donc prioritairement desservir les économies locales, ou bien être transformé sous forme de produits semi-finis, ammoniac, méthanol et carburants de synthèse, faciles à transporter par bateau.
Ce qui se traduirait par une nouvelle perte de souveraineté pour l’Europe, suivant celle des énergies fossiles, déplore M. Bonhomme, qui repositionne le nucléaire comme garant de notre souveraineté nationale.
Le débat contradictoire s’est ensuite poursuivi sur les avantages comparés des technologies des électrolyseurs et sur les sources d’énergies primaires, sur les terres rares et sur les métaux nobles, sur les émissions de carbone, ainsi que sur l’acceptation sociétale.

Conclusions :

Deux points de vue, deux thèses : pour M. Cédric Philibert, le potentiel des renouvelables est infini et immédiat, et l’électrification massive des usages est la solution d’avenir. L’hydrogène viendra en appoint pour certains débouchés ; il sera produit massivement par les renouvelables, avec un complément de CCS et de carbone solide.
Pour Le professeur Gérard Bonhomme, l’usage de l’hydrogène doit être prioritairement industriel. C’est la voie la plus rapide pour décarboner nos économies et nos énergies et pour sortir le plus rapidement possible des hydrocarbures. Les renouvelables ne seront pas suffisants pour produire l’hydrogène décarboné, il faudra aussi compter sur le nucléaire et sur le CCS.
Partant de ces constats, si l’on considère qu’il faudrait dix ans au minimum pour développer un véritable programme de renouvelables en France, et quinze ans théoriquement ou plus pour relancer un programme nucléaire totalement hypothétique à ce jour, nous pouvons légitimement nous poser la question de savoir si nous entrerons réellement dans l’ère de l’hydrogène, et à quelle échéance.

Romain PROVOST de LA FARDINIERE Délégué Général à la Transition Énergétique chez EVOLEN
Bruno WILTZ Comité des rédacteurs EVOLEN Magazine


[1M. Gérard Bonhomme est professeur émérite à l’Université de Lorraine, à l’Institut Jean Lamour, spécialiste de la physique des plasmas et de la fusion magnétique ; il est aussi Président de la commission énergie & environnement de la Société Française de Physique, et membre de l’Energy Group de la European Physical Society

[2M. Cédric Philibert est consultant indépendant, expert et analyste senior des questions Energie et Climat à l’IFRI (Institut français des relations internationales), auteurs de plusieurs ouvrages et articles sur l’hydrogène, les technologies bas carbone, et les énergies renouvelables. De formation Sciences Politiques et journaliste, il a travaillé pendant vingt ans comme analyste à l’AIE (Agence Internationale de l’Energie

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