L’hydrogène en France en 2022

Chaque année, un peu moins d’un million de tonnes d’hydrogène est utilisé en France, en grande partie par l’industrie lourde, notamment le raffinage et la chimie avec la production d’ammoniaque et d’engrais. 50 % de cette consommation est auto-générée par les process industriels dans les raffineries. Quant à l’autre moitié, appelée hydrogène gris, elle est obtenue par procédé de vaporeformage du méthane, responsable de l’émission de 5,5 millions de tonnes de CO₂ par an. Une pollution conséquente, à mettre en perspective avec les 80 millions de tonnes de CO₂ émis par l’industrie française dans son ensemble chaque année. Des efforts importants restent donc à fournir pour décarboner l’hydrogène.

Décarbonation de l’énergie en France : quelle place pour l’hydrogène ?

Avec encore 60 % du mix énergétique représentés par les énergies fossiles en 2019, la nécessité de décarboner l’énergie en France fait aujourd’hui consensus, que ce soit pour des raisons climatiques ou de dépendance énergétique. La décarbonation passera non seulement par l’efficacité et la sobriété énergétique, mais aussi par l’électrification des usages avec une électricité bas-carbone (nucléaire, hydraulique, éolien, solaire), pour 2/3 de la consommation d’énergie, et le recours aux énergies renouvelables thermiques (biomasse, biocarburants, biométhane, pompes à chaleur, géothermie).

L’hydrogène bas carbone a toute sa place dans cette transition énergétique, comme nouveau vecteur énergétique capable d’apporter des solutions viables, que ce soit pour la décarbonation de l’industrie lourde, la production de gaz vert (production de méthane de synthèse à partir d’hydrogène et de CO₂) injecté dans les réseaux en complément du bio-méthane, l’alimentation électrique de sites isolés ou de secours, et partout où l’électrification directe atteint ses limites, notamment dans les transports.

L’hydrogène bas carbone, une solution de stockage pour les EnR

La production d’hydrogène bas carbone par électrolyse de l’eau est une solution de stockage à l’électricité intermittente produite par les EnR (éolien et solaire), en complément des stations de pompage hydraulique... Utiliser l’essentiel de l’électricité éolienne, ainsi que l’électricité solaire excédentaire, pour produire de l’hydrogène bas-carbone permet de les rendre utiles pour optimiser le mix électrique, en complément de la production de base nucléaire et hydraulique.

L’hydrogène bas carbone : un défi électrique

La production d’hydrogène réalisée par vaporeformage à partir du méthane émet 11kg de CO₂ dans l’atmosphère par kilo d’H₂. Pour devenir bas carbone, la production de l’hydrogène devra réduire ses émissions à moins de 3kg de CO₂ par kg d’H₂ !

Pour cela, 2 technologies déjà industrialisées existent : la Capture du CO₂ avec Utilisation ou Stockage (CCUS) au niveau des vaporeformeurs de méthane industriels existants, et l’électrolyse de l’eau, qui représentera l’essentiel de la production.

L’objectif annoncé s’avère d’autant plus ambitieux qu’il se fera à grande échelle : les projections voient en effet l’hydrogène bas carbone représenter au terme de la décarbonation 10 % de notre consommation énergétique annuelle, soit un besoin de 4 millions de tonnes d’hydrogène produites chaque année, en intégrant l’hydrogène utilisé dans les process industriels comme matière première. Un défi qui passera par la production de 200 TWh d’électricité bas carbone en plus chaque année pour 30 GW d’électrolyseurs. Ce volume est à rapprocher de la production électrique en 2019 (540 TWh), qui pourrait exiger d’avoir recours partiellement au levier des importations d’hydrogène bas-carbone, en provenance de pays du Sud dotés d’un potentiel d’électricité EnR considérable.

Hydrogène bas carbone et industrie lourde

Le 8 novembre dernier Emmanuel Macron convoquait les dirigeants des 50 sites industriels français les plus émetteurs de CO₂ (responsables de 43 Mt d’émissions de CO₂, soit plus de 50 % des émissions de l’industrie au niveau national) pour leur demander de réduire de 20 Mt leurs émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2030 et d’atteindre la neutralité carbone à horizon 2050. Pour y parvenir, l’hydrogène bas-carbone, qui fait l’objet d’un plan de soutien de 9 Md€ au total dans le cadre de « France 2030 », est la principale technologie contributive, aux côté de la CCUS.

De quoi accompagner les transitions annoncées :

- Dans la sidérurgie, avec le remplacement du coke – charbon obtenu par pyrolyse de la houille – par l’hydrogène dans le processus de réduction du minerai de fer assurerait une baisse de 40 % au moins de ses émissions,
- Dans le secteur de la chimie, l’hydrogène bas carbone devra réduire l’impact environnemental de la production d’ammoniac (engrais) et de méthanol,
- Dans les cimenteries (l’industriel VICOT travaille sur décarbonation de la chaleur nécessaire à la production et valorisation de la chaleur et du CO₂ émis) et les verriers (emploi de l’hydrogène en substitution du gaz dans les fours à fusion).

Un écosystème industriel français existant

La France bénéficie du dynamisme du tissu industriel autour de l’hydrogène bas carbone, composé de grands groupes, de startups et de PME, dont le savoir-faire couvre l’ensemble de la chaîne de production. Des développements ambitieux voient le jour dans certains territoires comme en Auvergne Rhône Alpes avec le projet Zero Emission Valley. Cette dynamique industrielle profite également du soutien des pouvoirs publics avec un plan doté de 9 milliards d’euros dans le cadre du programme France 2030. L’hydrogène bas carbone peut aussi compter sur l’appui d’un projet important d'intérêt européen commun (PIIEC) et récemment, sur le plan Repower EU décidé pour faire face aux conséquences de la guerre en Ukraine.

Hydrogène bas carbone et mobilité

Nous nageons dans un océan de pétrole qui représentait en 2019, 508 TWh sur un total de 557 TWh d’énergie consommée chaque année par les transports, qu’ils soient routiers, agricoles, dans le secteur de la pêche ou des travaux publics !

Plusieurs technologies basées sur l’hydrogène bas carbone sont aujourd’hui en cours de développement pour alimenter les transports, depuis la production d’électricité in board à l’aide d’une pile à combustible, l’injection directe dans le moteur comme le teste Toyota, ou via des carburants de synthèse produits à partir d’hydrogène et de CO₂ comme l’expérimente Porsche.

Cependant, il faut prendre en compte que l’électrification directe par batterie est bien plus efficace énergétiquement « de la source d’électricité à la roue » (30 % versus 80 %), tout en étant limitée dans ses usages et sa performance environnementale : autonomie, poids, consommation de nickel, lithium et cobalt, bilan énergétique et CO₂ pour sa fabrication, capacité du système électrique à fournir une recharge rapide et décarbonée pendant les heures de pointe.

Si les batteries électriques couvriront la plupart des besoins en mobilité pour les trajets quotidiens, l’hydrogène bas carbone a des atouts à faire valoir dans le cadre d’une utilisation intensive et longue distance par les véhicules électriques légers, mais aussi dans le secteur ferroviaire en remplacement du diesel, ainsi que dans les transports lourds, maritimes et aérien, en complément des biocarburants et du biométhane, dont le potentiel est limité en volume.

Un scénario illustratif, basé sur ces hypothèses, ainsi que sur un plan d’efficacité énergétique des transports basé essentiellement sur un doublement de la part modale du ferroviaire pour le transport des voyageurs, et un triplement pour les marchandises (actuellement environ 10 % pour les deux), se résume aux diagrammes suivants :

L’électrification directe (véhicules légers et ferroviaire) assure 60 % de la décarbonation, l’hydrogène 25 %, les biocarburants et le biométhane 15 %.

Au final, la consommation finale d’énergie est réduite de 42 %, et l’utilisation des produits pétroliers quasiment éliminée, au prix d’une consommation d’électricité supplémentaire de l’ordre de 200 TWh.

Quelles solutions pour produire de l’hydrogène bas carbone

Les technologies de production d’hydrogène bas carbone sont aujourd’hui industrialisées. La plus ancienne est le vaporeformage du méthane fossile avec capture et séquestration du CO₂.

Quant à l’électrolyse de l’eau, elle a l’avantage de pouvoir être soit décentralisée par exemple au niveau d’un parc éolien, ou en synergie avec l’électricité d’un réseau de source décarbonée (nucléaire, hydraulique, solaire), avec un rendement de 60-65 %. Soit centralisée avec une électrolyse haut rendement qui nécessite de la chaleur gratuite, à côté de centrale nucléaire par exemple, ou comme l’expérimente le cimentier Vicat qui fait de l’électrolyse grâce à l’émission de chaleur de ses hauts fourneaux avec un rendement de 90 % (procédé développé par le CEA).

L’électrolyse implique logiquement des ressources en eau. On considère qu’il faut 27 millions de m³ d’eau pour obtenir 3 millions de tonnes de d’hydrogène bas carbone en électrolyse. Si ce volume d’eau ne représente que 1 % de ce que consomme l’industrie chaque année en France, il n’en reste pas moins un élément à prendre en considération afin de s’assurer de la disponibilité des ressources hydrauliques et de l’impact environnemental.

On notera également que l’électrolyse émet de l’O₂ qui pourrait être capturé pour répondre à d’autres besoins comme par exemple l’oxygène médical.

D’autres technologies autour de l’hydrogène bas carbone sont en émergence comme la pyrolyse de bois ou de plastiques, la photo électrolyse de l’eau directement avec le soleil via des panneaux voltaïques, ou encore des plasmas froids capables de produire du Graphène et de l’H₂ à partir de méthane fossile.

Des coûts de production compétitifs ?

Les coûts de production de l’hydrogène dépendent notamment des cours du méthane et de l’électricité. Jusqu’à il y a un an, le méthane coûtait moins de 20 euros du MWh. Il en vaut aujourd’hui 80 ! L’hydrogène gris avec ses 11 kg de CO₂ par kg d’H₂ coûtait 1,5 à 2€/kg, contre 5€ du kg d’hydrogène aujourd’hui, dont 4€ rien que pour la molécule de méthane.

Si on veut faire de l’hydrogène bas carbone à l’aide de vaporeformage du méthane en captant le carbone pour le réutiliser (Carbon capture, utilisation and storage (CCUS)), le process a un coût d’environ 2 euros, pour un total de 6 à 7€/kg contre 4,5 à 5 il y a seulement un an. Si le prix du méthane se maintient durablement à ce niveau, cette technologie ne sera pas viable.

Par électrolyse de l’eau, le coût dépend du prix de l’électricité. En partant d’un coût moyen de 65€/ MWh, en s’appuyant sur le des parcs éolien actuellement développés, on atteint un coût de production de 4,6  €/kg d’hydrogène bas carbone.

Enfin, si l’on fait fonctionner un électrolyseur en continu en dehors des heures de pointe avec l’éolien, et en complément l’électricité de base du réseau (nucléaire, hydraulique et solaire), on descend à 4,1€/kg,

Avec un électrolyseur à haut rendement de grande capacité (apport de chaleur gratuite) fonctionnant en continu en-dehors des heures de pointe, les coûts seront encore abaissés

La production d’hydrogène par électrolyse est donc compétitive avec la production par vaporeformage du méthane avec CCUS quand le coût du méthane est de 20 €/MWh, et même avec l’hydrogène gris sans capture du CO₂ quand le coût du méthane est de 80 €/MWh.

Conclusion

L’écosystème français autour de l’hydrogène bas carbone existe et offre des perspectives prometteuses pour ce nouveau vecteur énergétique, tant pour des usages industriels, de mobilité ou simplement locaux. Cependant, des défis techniques, logistiques (transport et stockage), et économiques restent à surmonter. De quoi inciter les ingénieurs et les élèves ingénieurs à s’investir dans cette nouvelle technologie.