L’énergie du futur : le monde a les moyens de bâtir une véritable économie de l’hydrogène
Une tribune signée Barry Glickman, vice-président et directeur général d’Honeywell Sustainable Technology Technologies.
À la fois polyvalent et abondant, l’hydrogène pourrait largement aider le monde à atteindre ses objectifs climatiques. Il fait déjà partie des huit scénarios de zéro émission nette identifiés par la Commission européenne pour 2050.
Il est en passe de devenir l’une des sources d’énergie les plus utilisées et les plus polyvalentes, d’autant que les gouvernements et le secteur privé intensifient leurs investissements en la matière. Selon le cabinet d’études Wood Mackenzie, d’ici 2050, l’hydrogène à faible teneur en carbone représentera 7 % de la demande mondiale d’énergie finale, la demande globale passant d’un niveau presque nul aujourd’hui à 211 millions de tonnes métriques d’ici 2050.
L’hydrogène peut également jouer un rôle important dans la sécurité énergétique et la croissance économique, notamment à l’heure où les nations du monde entier cherchent à s’affranchir des approvisionnements étrangers en pétrole et en gaz. La guerre en Ukraine et la dépendance des nations européennes vis-à-vis de l’énergie russe ont clairement mis en évidence cette réalité. En effet, selon de nombreux observateurs, l’invasion de l’Ukraine par la Russie pourrait en fin de compte accélérer la transition énergétique, car de plus en plus de pays cherchent à réduire leur dépendance à l’égard du gaz russe.
La Commission européenne a récemment publié un nouveau plan qui a pour objectif d’éliminer progressivement la dépendance à l’égard des combustibles fossiles russes, avec l’« hydrogène renouvelable » comme clé de voûte de cet effort. La proposition vise à encourager le recours aux énergies renouvelables et à quadrupler les objectifs actuels en matière d’approvisionnement en hydrogène vert d’ici à 2030, dans le cadre d’une stratégie destinée à réduire de deux tiers la dépendance de l’UE vis-à-vis du gaz russe d’ici à la fin de l’année.
L’essor des initiatives ESG (Environnement, Social et Gouvernance) et la pression exercée par les clients du monde entier en faveur d’une planète plus durable sont autant d’éléments favorables à l’hydrogène vert et bleu. Des grands détaillants aux géants de la technologie en passant par les leaders du transport, les entreprises s’engagent à réduire les émissions de leurs chaînes d’approvisionnement, de sorte que l’adoption de l’hydrogène se justifie également d’un point de vue économique.
Trois étapes pour un avenir sous le signe de l’hydrogène
Nous sommes encore à l’aube de l’économie fondée sur l’hydrogène. Mais alors que le monde continue de chercher des solutions innovantes pour lutter contre le changement climatique, l’hydrogène se révèle être une source d’énergie viable et un moteur de la croissance économique. Pour généraliser son utilisation, trois éléments sont nécessaires : une offre plus abondante au travers de la production, une infrastructure viable pour le transport et un prix plus bas pour l’utilisation finale. Jetons un coup d’œil à chacun d’entre eux.
- Une offre et une production accrues
Le premier volet consiste à accroître l’offre et la disponibilité de l’hydrogène « bleu » et « vert ». Aujourd’hui, une grande partie de l’hydrogène utilisé est de l’hydrogène « gris », qui est la forme affichant le plus fort taux de carbone. Il est produit à partir de combustibles fossiles sans recours aux technologies de réduction de dioxyde de carbone (CO2), ce qui signifie que du CO2 est émis au cours de sa production.
La production d’hydrogène vert s’appuie sur de l’électricité renouvelable pour séparer les molécules d’hydrogène des molécules d’oxygène dans l’eau, grâce à un processus appelé « électrolyse ». Plus durable, il ne requiert pas de sous-produit constitué de CO2 nuisible à l’environnement, et l’électricité nécessaire à sa mise en œuvre provient de sources renouvelables, telles que l’énergie solaire et éolienne. Toutefois, des investissements importants doivent encore être réalisés pour augmenter considérablement l’offre d’hydrogène vert sans émissions et réduire son coût de production.
L’hydrogène « bleu » est également dérivé du gaz naturel mais, contrairement à l’hydrogène gris, ses émissions de carbone sont capturées et stockées en toute sécurité dans les profondeurs de la terre, ce qui réduit considérablement les émissions de CO2 par rapport à celles associées à l’hydrogène gris. L’hydrogène bleu est une technologie de transition essentielle pour parvenir à l’hydrogène « vert », la plus propre de toutes les formes d’hydrogène. Elément clé de la décarbonation à grande échelle, cette technologie est déjà disponible aujourd’hui.
- Les infrastructures sont essentielles
La deuxième composante essentielle pour une utilisation massive de l’hydrogène réside dans la construction de l’infrastructure nécessaire en amont et en aval pour transporter, stocker et livrer efficacement l’hydrogène lui-même, à savoir les tuyaux, les réservoirs et les pompes. Outre la production d’hydrogène bleu et vert en quantité suffisante, il sera essentiel de concevoir des installations et des pipelines permettant de stocker et de livrer cette ressource en toute sécurité.
Cela prendra du temps. Pour atteindre la portée commerciale et industrielle que l’on attend de l’hydrogène, les industries doivent donner la priorité aux solutions qui réduisent les émissions dès maintenant, tout en mettant en place l’infrastructure nécessaire pour pouvoir utiliser l’énergie renouvelable issue de l’hydrogène à l’avenir. Selon un rapport récent de la Commission sur les transitions énergétiques, la décarbonation des industries mondiales par l’hydrogène pourrait nécessiter un investissement de près de 15 000 milliards de dollars au cours des 30 prochaines années. Selon l’étude, environ 85 % des investissements nécessaires seraient consacrés à la production d’électricité, tandis que les 15 % restants seraient affectés aux installations de production d’hydrogène ainsi qu’au transport et au stockage.
Le développement d’un écosystème autonome sera un facteur déterminant pour la mise à l’échelle de l’hydrogène vert. Pour ce faire, différentes organisations issues de nombreux secteurs d’activité devront œuvrer à la réalisation d’un objectif commun. Tous les stades de la chaîne de valeur sont concernés, de la production en amont à la séquestration en aval, en passant par toutes les phases intermédiaires, au sein desquels les nombreuses parties prenantes contribueront chacune à leur manière à la mise en place d’une économie de l’hydrogène autonome.
- Les mesures incitatives favoriseront l’adoption
Le troisième ingrédient nécessaire à l’utilisation de l’hydrogène à grande échelle relève d’incitations telles que des allégements fiscaux, destinés à stimuler l’économie de l’hydrogène et à réduire les coûts initiaux. Alors que les compagnies d’électricité et de gaz envisagent de plus en plus d’accroître leurs investissements dans l’hydrogène à faible teneur en carbone, le prix élevé des technologies et des équipements actuels nécessaires à la production d’hydrogène bleu et vert demeure une entrave majeure et pourrait limiter sa progression.
Outre Atlantique, les États-Unis ont déjà proposé une législation qui prévoit un crédit d’impôt pour la production d’hydrogène sans émission ou à faible émission de carbone, afin de stimuler les investissements en la matière. Pour que ce vecteur d’énergie renouvelable prenne véritablement son envol, cette législation doit être dupliquée par les gouvernements du monde entier. La viabilité commerciale doit être démontrée pour que les entreprises adoptent l’hydrogène comme source d’énergie renouvelable.
Le chemin à parcourir
Les énergies durables sont essentielles si nous voulons affronter et surmonter la crise climatique mondiale qui se profile. Mais nous devons agir dès maintenant.
Alors que les organisations sont de plus en plus nombreuses à mettre en œuvre des stratégies « zéro émission » pour mieux atteindre les objectifs climatiques fixés à l’échelle mondiale, l’hydrogène s’impose comme une composante essentielle de ces initiatives. Néanmoins, nous n’en sommes qu’au début du voyage. Le chemin qui mène à une consommation nette nulle est long et complexe. Le rôle de l’hydrogène et de la séquestration du carbone, ainsi que leurs multiples applications, ne sont pas encore largement connus ou acceptés par tous.
La bonne nouvelle est que l’hydrogène existe partout autour de nous. C’est l’élément le plus abondant dans l’univers [mais dont la molécule utilisée industriellement et dont il est question ici, le dihydrogène, est presque absente à l’état naturel sur Terre, imposant d’utiliser de l’énergie pour le produire, NDLR] . Nous devons simplement développer des moyens de l’utiliser de manière économique et efficace. Il est encourageant de constater que le monde se dirige désormais dans cette direction et qu’il existe de nouvelles technologies sur le marché pour aider les industries, où qu’elles se trouvent, dans leur quête de durabilité.
COMMENTAIRES
Florilège de sottises assénées en toute bonne conscience par l’auteur:
1) Il (l’hydrogène) est en passe de devenir l’une des sources d’énergie les plus utilisées et les plus polyvalentes
2) Selon le cabinet d’études Wood Mackenzie, d’ici 2050, l’hydrogène à faible teneur en carbone représentera 7 % de la demande mondiale d’énergie finale
3) La production d’hydrogène vert s’appuie sur de l’électricité renouvelable pour séparer les molécules d’hydrogène des molécules d’oxygène dans l’eau.
MISE AU POINT.
1) L’hydrogène, dans le contexte de cette publication, n’est pas une source d’énergie mais seulement un vecteur d’énergie. Il le serait en cas de fusion nucléaire (technologie hors de portée pour longtemps encore)
2) L’hydrogène « vert » est un hydrogène obtenu par craquage de l’eau: opération qui dissocie les atomes d’hydrogène et les atomes d’oxygène formant les molécules d’eau pour former du dihydrogène et du dioxygène. L’électrolyse n’est qu’une technique de craquage, parmi d’autres.
EN RESUME: plaidoyer de businessman salivant devant les perspectives du greendeal, sans le moindre recul systémique sur les questions d’énergie.
@Yves Le Goff
Parfaitement.
Je rappellerais simplement que, pour la partie production d’électricité, cet hydrogène est produit à partir d’électricité et que le rendement électricité –> Hydrogène –> électricité est, pour des raisons de physique de base, de l’ordre de 30% seulement.
Un désastre.
Un désastre néanmoins d’un rendement supérieur à celui de la chaîne de transformation uranium 235->électricité.
Hervé Guéret donc le même rendement que nos chaudières polluantes avec des déchets ultimes et pour produire des pertes réseau .. alors qu’avec l’hydrogène à base d’ENR on se sort aussi du fossile / charbon / petrole / gaz … ..
Tout en partageant en partie l’analyse de Yves Le Goff, je crois que s’agissant du di-hydrogène, donc H2, ce vecteur d’energie est celui qui coche le plus de cases (expression que je déteste car trop utilisée à tout bout de champ) et donc on ne peut pas éviter le sujet. Mais, force est de constater que cet espoir n’est pas le seul, que mieux c’est déja bien, et que mettre tous nos oeufs dans le même panier fut il plein de promesses est un peu dangereux. Pas étonnant qu’un tel engouement incite les marchands d’illusion à tenter de croquer une partie de la manne financière si généreusement distribuée. Voilà la première observation.
La seconde est précisément relatives aux infrastructures à développer qui d’ailleurs font l’objet d’un chapitre de l’article qui est soumis à notre critique. Le fait d’en parler est rassurant, mais il ne faut pas oublier que l’effort à faire est colossal et que les temps qui se présentent à nous et surtout à nos enfants sont particulièrement complexes. L’actualité démontre le bien-fondé de cette remarque. Un fort coup de vent en Corse, dont la densité de population est loin d’être la plus élevée de France, a privé d’électricité 50 000 foyers et ce n’est pas rien. Les inondations qui vont suivre un peu plus tôt que d’habitude vont impacter les régions du sud (Gard et bouches du Rhône) , et entrainer les mêmes effets. Donc développer les infrastructures et leur résilience, oui, bien sûr.
Sera-ce suffisant ? Sans remettre en cause totalement la centralisation jacobine française qui a fait ses preuves, un peu de décentralisation et donc de production d’énergie répartie sur le territoire est bon à considérer car les phénomènes climatiques locaux affectent rarement le totalité d’un territoire comme celui de la France et si certaines infrastructures existantes sont mises à genoux, le pays lui ne l’est pas totalement. Il le serait d’autant moins que certaines petites ou moyennes tailles d’installations énergétiques (loi des grand nombres) resteraient en service au moins des riverains des installations concernées. On pourra objecter que ces installations existent déja comme celle de Gardanne, par exemple, mais je dirais que c’est typiquement le type d’installation à ne pas reproduire.
Roman d’un dogmatique qui met le trainard à la première place.
Bonjour,
Comme d’habitude, il faut rappeler
– que le dihydrogène n’est pas une source d’énergie, il faut le produire.
– que le rendement de production est désastreux
– que c’est un élément très corrosif
– que les EnRi qui doivent servir pour la production du H2 sont extrêmement loin de l’enjeu. Nous consommons tellement d’énergie fossile… … une simple règle de 3 nous ramène les pieds sur terre.
– …
– …
@Stoclin
Je pensais jusqu’ici que l’hydrogène libéré dans l’atmosphère dans l’atmosphère se recombinait rapidement avec l’oxygène, et ne posait donc aucun problème d’effet de serre.
Il semblerait que ce soit beaucoup plus compliqué.
https://www.france-hydrogene.org/lhydrogene-est-un-gaz-a-effet-de-serre-deux-fois-plus-puissant-quon-ne-le-pensait/?cn-reloaded=1
On ne faisait pas de chimie dans votre école Guéret ? La vapeur d’eau est un des plus puissant GES, heureusement, les recombinaisons lui donnent une durée de vie très brève comparée à celle du CO2 qui est donc beaucoup plus stable.
@Rochain
Pas clair, votre salade.
@H. Guéret
Du pur charabia Rochain pour faire « savant »
Effectivement Le Goff, vous n’avez pas le niveau minimum pour comprendre ça, j’espere avoir plus de chance avec Gueret
M. Rochain
De l’hydrogène libéré dans l’atmosphère subit au final un processus d’échappement.
En effet, l’atome d’hydrogène ou la molécule H2 ont assez peu de chance de constituer une liaison h avec la nature des gaz insuffisamment négatifs, dont est constituée notre atmosphère, et donc toutes les chances de s’échapper dans l’espace. Au mieux il peut y avoir quelques rencontres bénéfiques avec quelques atomes de méthanes qui sont plus favorables à la covalence mais dépend de la température du milieu, et c’est sous terre qu’ils ont leur maximum de chance d’y rester, en liaison dans les chaines moléculaires d’hydrocarbure.
Pa sclaire ma « salade » ?
Gueret : « Je pensais jusqu’ici que l’hydrogène libéré dans l’atmosphère dans l’atmosphère se recombinait rapidement avec l’oxygène, et ne posait donc aucun problème d’effet de serre. »
Vous pensiez donc que la recombinaison h2+o dont vous ne devriez pas ignorer que c’est de l’eau ne posait aucun problème d’effet de serre ….. c’est bien ce que vous dites, non ? Et l’eau diffuse dans l’atmosphère c’est quoi ? De la vapeur d’eau, d’accord, non ? Et je vous disais donc que la vapeur d’eau était un puissant gaz à effet de serre contrairement à ce que vous semblez croire, mais heureusement, ces recombinaisons lui donnent une durée de vie très brève comparée à celle du CO2 qui est donc beaucoup plus stable et donc plus nocif que la vapeur d’eau en raison de la longévité avant que la molécule de CO2 ne puisse se recombiner avec une autre ou se désagréger pour devenir inoffensive.
La « salade » est-elle plus claire ?
Tandis que l’électricité, on n’a pas besoin de la produire…. Quand les zozo se transforment en maître d’école ça tourne toujours à la pantalonnade.. 😊😄😆😅😂🤣
Il faut aussi rappeler que:
– L’essence n’est pas une source d’énergie, il faut forer, extraire le pétrole, le raffiner puis transporter
– Le charbon n’est pas une source d’énergie, il faut creuser, extraire, transformer, transporter
– Les rendements des énergies fossiles est désastreux si l’on tient compte des données précédentes
– Un des intérêts de l’hydrogène, parmi d’autres, c’est que c’est très facile à produire, à stocker et à transporter (pile à combustible, moins lourd que les batteries)
– D’après Terega, entreprise responsable du réseau de distribution du gaz dans mon secteur, 80 à 90% du réseau est immédiatement opérationnel pour la distribution de l’hydrogène.
– Quant à l’aspect coût et investissements, un petit mot tout de même. Nous avons traversé une épidémie qui n’a jamais mis en péril la survie de l’humanité et qui nous coûte une blinde, 15% de plus de dette (de 100 à 115% du PIB en l’espace de 2 ans)
Alors…. quoi qu’il en coûte? Compte tenu de l’enjeu climatique, mégoter sur les investissements nécessaires à la transition énergétique, c’est criminel (ou suicidaire, c’est selon) de mon point de vue
D’accord avec Y. Le Goff. C’est vraiment du n’importe quoi. Dans les sources d’hydrogène vert il se garde bien ce citer l’électricité nucléaire pour ne contrarier personne. Imaginer des réseaux de transport et de stockage de l’hydrogène à court ou moyen terme n’est pas très réaliste, c’est techniquement problématique à cause des hautes pressions et des risques de fuite, il faut chaque fois que c’est possible le produire près de l’utilisation, l’eau et l’électricité se transportant facilement. Son hydrogène bleu est si l’on comprend bien du gris mais avec capture et séquestration du carbone! La CSC me parait plus justifiée là ou il difficile aujourd’hui de décarboner, cimenterie, métallurgie, chimie des plastiques, ça coûte cher, il faut trouver des sites, les écolos n’en veulent pas. L’ AIE dit que la CSC est incontournable car on ne passera pas en 20 ans d’une majorité d’électricité au charbon à zéro charbon.On est typiquement face à un type qui a la conviction très américaine qu’avec quelques trucs techniques le monde va continuer à rouler sans problème et, en bon business man, il demande au contribuable de mettre la main à la poche pour aider aux investissements énormes nécessaires. Un vrai gag! Il a lu 4 trucs sur l’hydrogène alors il pérore!
En effet, l’hydrogène me paraît aussi loin de l’élémentaire pragmatisme que le nucléaire….. Une chaîne ahurissante de traitement entre la source d’énergie d’origine et celle d’arrivée.
M. Rochain
Ceux qui aspirent (dont vous?) à un monde 100% ENR ( donc 0% nucléaire) aspirent en général également à:
l’éducation gratuite (de la crèche au bac + 8)
la médecine gratuite (du rhume au cancer généralisé en passant par la PMA pour toutes et à la GPA pour tous)
la retraite (confortable tant qu’à faire) par répartition
les 35h
le 13 ième mois
les 6 semaines de congés payés
les RTT
les chèques repas
les chèques vacances
la prime de rentrée
la prime de noël
la prime………Marcron
ET, cerise sur le gâteau, l’égalité (de fait et non seulement de droit) pour 8 milliards de terrriens (dont 5 ou 6 nous vouent une détestation abyssale).
A un moment, il faudra bien que nos élus aient l’honnêteté (et le courage!) de dire clairement ce qui est possible et ce qui ne l’est pas. Malheureusement, ils sont massivement ignorants du fait scientifique et très enclins aux promesses fumeuses.
Relisez Tocquville!
Et vous relisez moi….. je n’aspire à pas grand chose de tout ce que vous énumérez.et je n’en n’ai jamais bénéficié durant mes 43 ans d’activités professionnelles sans que cela me manque pour autant. Quant à ma retraite, elle est tout a fait confortable mais je ne l’ai pas volée, je connais peu de gens qui ont cotisés durant 43 années (je ne dis pas travailler car je travaille toujours) en travaillant entre 48 et 52 heures par semaine et dont les congés se soldaient en début de carriere à 3 semaines pour l’année entiere…. alors les leçons faites par un petit garçon prétentieux qui croit me connaitre et me préter des prétentions, je m’assois dessus, mon petit bonhomme.
M. Rochain
Nul besoin de justifier ici vos ressources. Si par malheur les tenants du 100% ENR prennent un jour le pouvoir, vous en découvrirez tardivement les sous-jascents énergétiques.
Encore une de vos prétentions divinatoires basée sur vôtre haute incompétence a estimer ce qui est la meilleure chose qui peut nous arriver. Faut il être stupide pour croire inépuisable ce que l’on sort de la Terre et que l’on transforme en chaleur.
A Hervé Guéret :
https://www.enerzine.com/le-plasmalyse-une-solution-pour-decarboner-les-importations-de-gnl-gpl/40645-2022-08
Lisez cet article sur la plasmalyse . C’est intéressant .
Comparée à l’électrolyse de l’eau, la plasmalyse nécessite uniquement un cinquième de l’énergie pour produire la même quantité d’hydrogène.
@Avenir energie (et du nucléaire)
Merci, intéressant.
Si je comprends bien, les 20% d’énergie sont celles craquant les molécules de gaz naturel de façon à avoir du carbone solide et non du CO2.
J’espère que personne n’aura l’idée saugrenue de brûler le carbonne solide pour chauffer sa maison LOL
A Hervé Guéret :
La société allemande Graforce a mis au point une technologie d’électrolyse du méthane (plasmalyse) qui utilise le GNL et le GPL pour produire de l’hydrogène et du carbone solide pour la production d’énergie sans dioxyde. Comparée à l’électrolyse de l’eau, la plasmalyse nécessite uniquement un cinquième de l’énergie pour produire la même quantité d’hydrogène.
La plasmalyse est une technologie électrochimique qui convertit le GNL/GPL entrant en hydrogène brûlant sans résidu et carbone solide à haute pureté. Un champ plasmatique à haute fréquence généré par de l’énergie renouvelable fractionne les composés d’hydrocarbure riches en énergie (10kWh/kg H2) en hydrogène et carbone solide. Le produit peut être séquestré à long terme dans de l’acier, du ciment ou pour l’amendement des sols.
“L’UE peut encore atteindre ses objectifs de décarbonisation si le GNL et le GPL ne sont pas brûlés mais plutôt convertis en hydrogène et en carbone solide en utilisant de l’électricité verte et nos usines d’hydrogène directement au terminal ou dans des sites décentralisés“, déclare Jens Hanke, CTO, Graforce .
A Hervé Guéret :
Et avec un tel procédé, on pourra même plus tard exploiter, les très grandes ressources océaniques d’hydrates de méthane dont les réserves évaluées, dépassent largement les 100 ans …
A noter que la plasmolyse peut utiliser une électricité aussi bien ENR que nucléaire . Donc, dans les 2 cas décarbonée !!!
Évidement, il faut de la chaleur, pas nécessairement produite par l’électricité.A ceci on peut ajouter que, depuis 2018, la plasmolyse du méthane a été étudiée en France :https://www.google.com/url?esrc=s&q=&rct=j&sa=U&url=https://www.webtimemedias.com/article/sophia-persee-de-mines-paristech-inaugure-une-plateforme-plasma&ved=2ahUKEwjL5v2W_Yz6AhVJnRoKHYalDv0QFnoECAMQAg&usg=AOvVaw2ZAk44wxrUdZhWn3g0QdAc. Cela a débouché sur la création de la société Sakowin. A noter que le carbone amorphe a une valeur marchande importante, et probablement pour l’agriculture : de la même matière le piégeage chimique du CO2 , pour produire des engrais, permettrait de fabriquer de l’hydrogène dit « bleu ». Ce point est développé dans l' »exposé participatif » sur l’hydrogène ( plan :Applications actuelles, et à venir; Modes de production; Modes de distribution; Rôle pour la neutralité carbone en 2050 cf. https://transitions2050.ademe.fr), tenu le 9 septembre à Rabastens ( Tarn). L’enregistrement sera bientôt consultable sur « you tube »; le lien sera donné sur les deux sites internet de la SEPRA 81.
A Hervé Guéret :
Correctif : plasmalyse et non plasmolyse
A titre documentaire :
Nomenclature de l’hydrogène suivant la manière dont il est produit, l’hydrogène porte différents noms dans le secteur énergétique. Voici le «code couleur» en vigueur:
Hydrogène vert: produit avec du courant issu d’énergies renouvelables
Hydrogène turquoise: produit par ce qu’on appelle la pyrolyse du méthane. Le gaz naturel est scindé thermiquement en hydrogène et en en carbone solide.
Hydrogène jaune: produit à partir de matière organique comme la biomasse, le biogaz et le biométhane
Hydrogène rose: produit avec du courant issu de l’énergie nucléaire
Hydrogène bleu: produit à partir du biogaz en séparant le dioxyde de carbone
Hydrogène blanc: hydrogène à l’état naturel
Hydrogène gris: produit à partir de gaz naturel (tous les vecteurs énergétiques fossiles sont souvent réunis sous la dénomination «gris»)
Hydrogène brun Braun: issu de lignite
Hydrogène noir Schwarz: issu du charbon (houille)
CREDIT : Paul Scherrer Institute/Mahir Dzambegovic
Oui, et alors ?
Vous savez au moins ce que sont l’hydrogène, le deutérium et le tritium, non ?
Lien d’où est issue cette Nomenclature :
https://www.enerzine.com/de-lhydrogene-bleu-peut-proteger-le-climat/36070-2021-12
Alors, ce ne sont donc pas les possibilités de choix qui manqueront à l’avenir, pour produire de l’H2, si les décideurs jugent nécessaire de le faire. Et parmi eux , les possibilités de choix de productions d’H2 décarbonés sont dans le tableau suffisamment nombreux pour laisser de coté les hydrogènes « gris » , « brun » et « noir » . Et les questions sur les isotopes de l’hydrogène n’ont rien à faire dans ce sujet .
Si, ça. Sert à savoir si vous savez de quoi vous parlez
A ceci on peut ajouter que,depuis 2018, la plasmolyse du méthane a été étudiée en France :https://www.google.com/url?esrc=s&q=&rct=j&sa=U&url=https://www.webtimemedias.com/article/sophia-persee-de-mines-paristech-inaugure-une-plateforme-plasma&ved=2ahUKEwjL5v2W_Yz6AhVJnRoKHYalDv0QFnoECAMQAg&usg=AOvVaw2ZAk44wxrUdZhWn3g0QdAc. Cela a débouché sur la création de la société Sakowin. A noter que le carbone amorphe a une valeur marchande importante, et probablement pour l’agriculture : de la même matière le piégeage chimique du CO2 , pour produire des engrais, permettrait de fabriquer de l’hydrogène dit « bleu ». Ce point est développé dans l' »exposé participatif » sur l’hydrogène ( plan :Applications actuelles, et à venir; Modes de production; Modes de distribution; Rôle pour la neutralité carbone en 2050 cf. https://transitions2050.ademe.fr), tenu le 9 septembre à Rabastens ( Tarn). L’enregistrement sera bientôt consultable sur « you tube »; le lien sera donné sur les deux sites internet de la SEPRA 81.
A ceci on peut ajouter que, depuis 2018, la plasmolyse du méthane a été étudiée en France :https://www.google.com/url?esrc=s&q=&rct=j&sa=U&url=https://www.webtimemedias.com/article/sophia-persee-de-mines-paristech-inaugure-une-plateforme-plasma&ved=2ahUKEwjL5v2W_Yz6AhVJnRoKHYalDv0QFnoECAMQAg&usg=AOvVaw2ZAk44wxrUdZhWn3g0QdAc. Cela a débouché sur la création de la société Sakowin. A noter que le carbone amorphe a une valeur marchande importante, et probablement pour l’agriculture : de la même matière le piégeage chimique du CO2 , pour produire des engrais, permettrait de fabriquer de l’hydrogène dit « bleu ». Ce point est développé dans l' »exposé participatif » sur l’hydrogène ( plan :Applications actuelles, et à venir; Modes de production; Modes de distribution; Rôle pour la neutralité carbone en 2050 cf. https://transitions2050.ademe.fr), tenu le 9 septembre à Rabastens ( Tarn). L’enregistrement sera bientôt consultable sur « you tube »; le lien sera donné sur les deux sites internet de la SEPRA 81.
Plusieurs études à citer et connaître en complément de l’article plus haut
Etude et multiples modélisations de l’Université d’Oxford (Royaume-Uni) :
Résumé des conclusions
– une transition rapide vers les énergies renouvelables est moins chère qu’une transition lente ou nulle
– les coûts du nucléaire ont constamment augmenté au cours des cinq dernières décennies, ce qui le rend très peu susceptible d’être compétitif en raison de la chute des coûts des énergies renouvelables et du stockage
– L’idée que passer aux énergies renouvelables coûtera cher est catégoriquement « fausse »
– Les coûts des technologies renouvelables ont considérablement diminué au cours de la dernière décennie et devraient continuer de baisser
– les coûts des technologies de stockage clés et l’hydrogène devraient également chuter de manière spectaculaire
– Atteindre un système énergétique net zéro carbone d’ici 2050 est possible et rentable
La transition vers un système énergétique décarboné d’ici 2050 devrait permettre au monde d’économiser au moins 12 000 milliards de dollars, par rapport au maintien de nos niveaux actuels d’utilisation de combustibles fossiles, selon cette nouvelle étude évaluée par des pairs par des chercheurs de l’Université d’Oxford, publiée dans la revue Joule.
Le scénario de « transition rapide » de l’étude montre un avenir possible réaliste pour un système énergétique sans fossiles d’ici 2050 environ, fournissant 55 % de services énergétiques en plus à l’échelle mondiale qu’aujourd’hui, en augmentant l’énergie solaire, éolienne, le stockage, les véhicules électriques et les carburants décarbonés tels que sous forme d’hydrogène vert (fabriqué à partir d’électricité renouvelable).
L’auteur principal, le Dr Rupert Way , chercheur postdoctoral à la Smith School of Enterprise and the Environment , déclare : « Les modèles antérieurs prédisant des coûts élevés pour la transition vers une énergie sans carbone ont dissuadé les entreprises d’investir et ont rendu les gouvernements nerveux à l’idée de mettre en place des politiques qui accéléreront le déploiement des énergies renouvelables et réduire la dépendance aux combustibles fossiles.
Mais les coûts des énergies renouvelables ont fortement chuté au cours de la dernière décennie, beaucoup plus rapidement que ne le prévoyaient ces modèles
« Nos dernières recherches montrent que la mise à l’échelle des technologies renouvelables clés continuera à faire baisser leurs coûts, et plus nous irons vite, plus nous économiserons. Accélérer la transition vers les énergies renouvelables est désormais le meilleur pari, non seulement pour la planète, mais aussi pour les coûts énergétiques.
Les chercheurs ont analysé des milliers de scénarios de coûts de transition produits par les principaux modèles énergétiques et ont utilisé des données sur 45 ans de coûts de l’énergie solaire, 37 ans de coûts de l’énergie éolienne et 25 ans pour le stockage.
Ils ont constaté que le coût réel de l’énergie solaire avait chuté deux fois plus vite que les projections les plus ambitieuses de ces modèles, révélant qu’au cours des 20 dernières années les modèles précédents avaient largement surestimé les coûts futurs des principales technologies énergétiques propres par rapport à la réalité.
« Il existe une idée fausse omniprésente selon laquelle le passage aux énergies renouvelables sera douloureux, coûteux et signifiera des sacrifices pour nous tous – mais c’est tout simplement faux », déclare le professeur Doyne Farmer, qui dirige l’équipe qui a mené l’étude. « Les coûts des énergies renouvelables ont tendance à baisser depuis des décennies. Ils sont déjà moins chers que les combustibles fossiles dans de nombreuses situations, et nos recherches montrent qu’ils deviendront moins chers que les combustibles fossiles dans presque toutes les applications dans les années à venir. Et si nous accélérons la transition, ils deviendront moins chers plus rapidement. Remplacer complètement les combustibles fossiles par de l’énergie propre d’ici 2050 nous fera économiser des billions d’euros
L’étude montre que les coûts des technologies de stockage clés et l’hydrogène devraient également chuter de manière spectaculaire.
Pendant ce temps rappellent les chercheurs, les coûts du nucléaire ont constamment augmenté au cours des cinq dernières décennies, ce qui le rend très peu susceptible d’être compétitif en raison de la chute des coûts des énergies renouvelables et du stockage.
Le professeur Farmer poursuit : « Le monde est confronté simultanément à une crise d’inflation, à une crise de sécurité nationale et à une crise climatique, toutes causées par notre dépendance à l’égard de combustibles fossiles coûteux, peu sûrs, polluants et aux prix volatils. Cette étude montre que des politiques ambitieuses visant à accélérer considérablement la transition vers un avenir énergétique propre, le plus rapidement possible, sont non seulement nécessaires de toute urgence pour des raisons climatiques, mais peuvent également faire économiser au monde des milliers de milliards de dollars en coûts énergétiques futurs, nous offrant une énergie plus propre, moins chère et un avenir plus sûr.
Depuis l’invasion de l’Ukraine par la Russie, les coûts de l’énergie fossile ont grimpé en flèche, provoquant une inflation dans le monde entier. Cette étude, menée avant la crise actuelle, tient compte de ces fluctuations en utilisant plus d’un siècle de données sur les prix des combustibles fossiles. La crise énergétique actuelle souligne les conclusions de l’étude et démontre les risques de continuer à dépendre de combustibles fossiles coûteux et peu sûrs. La recherche confirme que la réponse à la crise devrait inclure l’accélération de la transition vers une énergie propre et à faible coût dès que possible, car cela apportera des avantages à la fois à l’économie et à la planète.
La recherche est une collaboration entre l’Institute for New Economic Thinking de l’Oxford Martin School, le programme Oxford Martin sur la transition post-carbone et la Smith School of Enterprise & Environment de l’Université d’Oxford, et SoDa Labs de l’Université Monash.
Présentation résumée
https://www.oxfordmartin.ox.ac.uk/news/decarbonise-energy-to-save-trillions/
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Production d’hydrogène à partir d’eaux, y compris usées et/ou salines, à température ambiante, supprimant l’un des principaux obstacles à la production d’hydrogène : les grandes quantités d’énergie nécessaires
« Nous n’avons besoin d’aucun apport d’énergie et l’hydrogène bouillonne », explique le scientifique des matériaux Scott Oliver de l’Université de Californie à Santa Cruz (UCSC).
La clé du processus est l’utilisation de gallium métallique pour permettre une réaction continue avec l’eau. Cette réaction aluminium-gallium-eau est connue depuis des décennies, mais ici, l’équipe l’a optimisée et améliorée
Les chercheurs ont pu trouver le meilleur mélange d’aluminium et de gallium pour produire de l’hydrogène avec la plus grande efficacité : un composite gallium-aluminium 3:1.
L’alliage riche en gallium remplit une double fonction en éliminant le revêtement d’oxyde d’aluminium (qui bloquerait normalement la réaction avec l’eau) et en produisant les nanoparticules d’aluminium qui permettent des réactions plus rapides.
Le gallium sépare les nanoparticules et les empêche de s’agréger en particules plus grosses
« Les gens ont eu du mal à fabriquer des nanoparticules d’aluminium, et ici nous les produisons dans des conditions normales de pression atmosphérique et de température ambiante. »
La méthode de mélange n’est pas compliquée et le matériau composite peut être stocké pendant au moins trois mois lorsqu’il est immergé dans du cyclohexane pour le protéger de l’humidité, qui autrement dégraderait son efficacité.
L’aluminium est plus facile à obtenir que le gallium car il peut provenir de matériaux post-consommation, tels que des canettes d’aluminium et du papier d’aluminium jetés.
Le gallium est plus cher et moins abondant, mais dans ce processus il peut être récupéré et réutilisé plusieurs fois sans perdre son efficacité.
La teneur de l’écorce terrestre en gallium est de 19 ppm et est co-produit à 95 % lors du traitement de bauxite (qui fournit l’alumine puis l’aluminium). La teneur en gallium des bauxites est entre 30 et 80 ppm. Egalement pour 5 % lors du traitement de minerais de zinc. Le gallium est également présent dans les phosphates et charbons. Aluminium et gallium sont généralement recyclés.
Dans l’ensemble, le mélange Ga-Al riche en gallium produit des quantités substantielles d’hydrogène à température ambiante sans apport d’énergie, manipulation de matériaux ou modification du pH.
« Aluminum Nanoparticles from a Ga–Al Composite for Water Splitting and Hydrogen Generation »
https://news.ucsc.edu/2022/02/hydrogen-production.html
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Comparaison hydrogène et DAC-kérozène pour l’aviation commerciale et militaire
Etude de 121 pages : L’e-kérosène pour l’aviation commerciale – Volumes, coût, demande surfacique et concurrence en matière d’énergies renouvelables aux États-Unis et en Europe de 2030 à 2050
L’étude, réalisée par Dena (Agence allemande de l’énergie) en coopération avec l’Université LUT (Finlande) et Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH, calcule les quantités, les coûts, les besoins en espace et la concurrence pour l’électricité renouvelable à partir d’e-kérosène utilisant le CO2 des technologies de Direct Air Capture (DAC) aux États-Unis et en Europe de 2030 à 2050 dans un scénario net-zéro en 2050.
C’est l’ouvrage le plus complet de Dena sur le sujet de l’e-kérosène à ce jour.
L’e-kérosène neutre en CO2 fabriqué avec ce dernier capturé à 90% dans l’air peut rendre le trafic aérien sans énergie fossile tout en bénéficiant des infrastructures et technologies existantes.
La technologie Direct Air Capture (DAC) sera très majoritairement utilisée pour cela.
L’aviation se tourne déjà vers le “biokérosène” (plus précisément qualifié d’agrocarburant) et le e-kérosène car d’autres solutions potentielles, comme les batteries ou les piles à combustible hydrogène ne répondent pas autant à tous les problèmes à traiter. Mais les agrocarburants (“biokérosène”) ne sont pas du tout pertinents comme le rappelle l’étude compte tenu des surfaces requises, des limites de ressources, des plus importants besoins en eau, des rendement très inférieurs etc
L’alternative serait “des solutions non technologiques”, telles que le plafonnement de la demande. Cela nécessite de trouver le bon équilibre entre ce qui est économiquement faisable et ce qui est socialement acceptable. L’étude a révélé que d’ici 2050 près de 60% des besoins en carburant doivent être couverts par de l’e-kérosène neutre en C02 en raison de la disponibilité limitée d’autres sources de carburant alternatives. En outre, plus de 90 % des besoins en CO2 pour la production d’e-kérosène en 2050 doivent être couverts par la DAC.
Le secteur de l’aviation commerciale produit près de 3% du total mondial des émissions de CO2 anthropique. La demande sectorielle pour l’aviation commerciale devrait au moins doubler d’ici 2050, entraînant – en l’absence d’ajustements du mix énergétique – une augmentation des émissions de CO2.
Des quantités importantes de DAC-kérosène sont nécessaires aux États-Unis, dans l’UE-27 et le monde dès à présent et elles devraient augmenter considérablement jusqu’à représenter 44 à 55 % de la demande de l’aviation totale en 2050.
Avec le développement et le déploiement accrus de la technologie, le coût de production du DAC-kérosène devrait passer de 112–133 €/MWhth PCI en 2030 à 64–75 €/MWhth PCI en 2050.
La demande énergétique finale en 2050 pourrait être couverte à 9 % par l’électricité (batteries etc), 34 % par l’hydrogène et à 57 % par l’e-kérosène.
Les agrocarburants sont une fois encore à exclure car “la plupart des matières premières, sous-produits et résidus biologiques durables sont à échelle limitée, de moins en moins disponibles et nécessiteraient des surfaces considérables” souligne l’étude.
“La production de cultures et de sous-produits à des fins énergétiques dans le seul secteur des transports nécessite déjà 10 % et 5 % de terres arables et 4 % et 3 % des terres agricoles aux États-Unis et dans l’UE-27 respectivement”
De plus “les rendements énergétiques bruts et nets du DAC-kérosène dépassent largement ceux des agrocarburants”
La part du potentiel technique de production d’électricité renouvelable nécessaire pour satisfaire la demande en e-kérosène en 2050 aux États-Unis et dans l’UE-27 avec des sources domestiques, s’élève à environ 1 % (1 253 TWh/an sur 105 000 TWh/an) aux États-Unis et environ 7 % (1 996 TWh/an contre 27 000 TWh/an conservateurs) en Europe.
Le potentiel de production d’électricité renouvelable par habitant est supérieur à celui de l’UE-27 et des États-Unis dans de nombreuses régions du monde, ce qui suggère que la demande de DAC-kérosène pourrait se déplacer vers les importations. Cependant, une part élevée d’importations soulève des problèmes de sécurité liés aux risques d’approvisionnement, combinés aux avantages de la production nationale dans le renforcement de l’économie locale, générant de la valeur locale et augmentant la résilience du système énergétique.
Une capacité C02-DAC de 161 Mt à 281 Mt par an sera nécessaire en Europe en 2050 pour capturer du CO2 comme matière première pour la production d’e-kérosène et 102 Mt à 176 Mt CO2 par an aux Etats-Unis.
Le coût de production du DAC-kérosène diminuera de plus de 50 % entre 2030 et 2050 et est fortement dépendant du lieu de production. Il sera un peu moins cher aux Etats-Unis qu’en Europe : 75 €/MWhFTL,PCI (0,88 €/kg) dans l’UE-27 et 69 €/MWhFTL,PCI (0,82 €/kg) aux Etats-Unis d’ici 2050.
Plus tôt cette année, le gouvernement allemand a lancé une nouvelle initiative pour faire du pays un leader de l’aviation durable, promettant “un effort conjoint de l’industrie, de la science, de la politique et de la société”. La part des émissions de l’aviation est en augmentation alors que le secteur se remet des effets de la pandémie de coronavirus et que les progrès en matière de vols à faibles émissions ont été lents. L’année dernière, le Centre aérospatial allemand (DLR) a présenté une stratégie pour une future aviation sans émissions, tandis que l’industrie aéronautique du pays a déposé un plan directeur conjoint pour aligner davantage le transport aérien sur la protection du climat.
https://www.dena.de/newsroom/publikationsdetailansicht/pub/studie-e-kerosene-for-commercial-aviation/
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(suite)
Plusieurs groupes coopèrent en France pour rendre le transport routier, l’industrie, des réseaux de chaleur etc « carbone négatif » en utilisant de l’hydrogène produit par thermolyse avec lequel est obtenu du biochar qui améliore la qualité de nombreux sols (meilleure rétention d’eau et des nutriments, moins d’usages d’engrais) et accroît la fixation de carbone de l’air
Le biochar, reconnu par le GIEC comme l’un des puits de carbone les plus efficaces, est estimé pouvoir capturer la moitié du carbone contenu dans la biomasse pour plus d’un millier d’années (1 tonne de biochar fixe durablement environ 2,6 tonnes de C02)
La thermolyse permet d’obtenir de l’hydrogène à prix compétitif et à rendement élevé à partir de nombreux types de combustibles solides de récupération (CSR) et de biomasse
Lors de la production d’hydrogène et de biochar, 1 kg d’hydrogène produit correspond au retrait de 7 kg de CO2 de l’atmosphère
Le marché mondial du biochar devrait connaître une croissance annuelle de 13,40 % en valeur et de 10,34 % en volume sur la période 2022-2028 selon Research and Markets. La capacité du biochar à séquestrer le carbone fait partie des principaux facteurs soutenant cette croissance.
Parmi les principaux intervenants actuels de ce marché mondial :
Air Terra
Airex Energy
Anulekh Agrotech Pvt Ltd
Arsta Eco
Biochar Industries
Bioenergy Earth Systems
Carbofex
Carbon Gold
Carbons Finland Oy
Carbonloop
Charwood Energy
Engie
Farm2Energy
Haffner Energy
Net Zero
Novo Carbo
Pacific Biochar
Pyreg GmbH
Pyrotech Energy
Renewable Carbon Resources Australia
Suez
etc
Parmi les acteurs les plus avancés en France et qui sont partenaires on peut citer entre autres :
– Haffner Energy qui a développé le procédé de production d’hydrogène carbone négatif par thermolyse, Hyliko qui se consacre à rendre le transport négatif en carbone et Carbonloop sa société soeur qui se consacre à rendre l’industrie négative en carbone.
Haffner Energy assure la maîtrise d’œuvre de solutions énergétiques renouvelables clés-en-main à destination des industriels et des collectivités, dont son procédé de thermolyse HYNOCA de production d’hydrogène négatif en carbone, sans dépendance à l’électricité, de 67% d’efficacité énergétique du puits à la pompe. Il alimente déjà notamment des bus et camions à hydrogène de Strasbourg et va pouvoir se déployer rapidement.
Un camion alimenté par de l’hydrogène via ce procédé permet pour chaque kilomètre parcouru : 1,15 kg de CO2 évité (par rapport au diesel) et 1,43 kg de CO2 séquestré par le biochar. Cela équivaut à remplacer un camion diesel et compenser les émissions d’un second camion diesel. Donc avec seulement 45 % de camions ainsi alimentés, une flotte devient neutre en carbone
Le gaz de synthèse (Hypergaz), obtenu avant l’extraction de l’hydrogène est adapté à une combustion en chaudière et peut donc être valorisé localement, de préférence via la chaudière d’un réseau de chaleur.
Les secteurs industriels qui demandent de hautes températures sont également concernés, et bien d’autres applications.
Cette approche technologique qui est modulaire pour différents niveaux de puissance, permet en outre de relocaliser entièrement la chaîne de valeurs, de la récupération de la ressource entrante à l’utilisateur final, en valorisant en plus les territoires.
– Hyliko, partenaire en aval d’Haffner Energy et utilisant sa technologie, propose une solution complète et intégrée : camions + hydrogène carburant + crédits carbone.
Hyliko accompagne les utilisateurs de bout en bout grâce à une offre comprenant le leasing et la maintenance de véhicules lourds fonctionnant à l’hydrogène, la fourniture du carburant hydrogène dans son réseau de stations, la gestion et la certification de l’empreinte carbone de la flotte de véhicules jusqu’à l’émission des crédits carbone. L’offre est facturée à l’usage donc sans investissement nécessaire afin de faciliter la transition rapide vers une solution négative en carbone.
C’est plutôt positif pour les transporteurs qui n’ont plus à dépendre des fluctuations des prix du pétrole et peuvent rapidement décarboner leur flotte et bénéficier des crédits carbone sans faire d’avance de fonds.
La ressource utilisée est collectée à moins de 100 km de chaque station de production et distribution
L’entreprise propose à la location des poids lourds hydrogène dotés de piles à combustible. Ils sont développés en partenariat avec GreenGT Technologies, spécialiste de la propulsion hydrogène de forte puissance depuis près d’une quinzaine d’années.
Grâce à un écosystème de partenaires, Hyliko assemble sa gamme de camions à hydrogène basée sur les châssis rétrofités de tracteurs 44 t cabine et porteurs 26 t pouvant être carrossés en fourgon, frigo, polybenne, plateau et benne grue. Ils répondent ainsi à de nombreux besoins, qu’il s’agisse de transport longue distance, régional, distribution en centre-ville, ou d’approche chantier, avec une charge utile comparable à celle des véhicules diesel. La prestation de leasing comprend la maintenance et la réparation.
Hyliko va livrer ses premières stations hydrogène et camions hydrogène auprès d’entreprises comme Point.P (groupe Saint-Gobain), BeRT&YOU etc
Plastic Omnium a signé un partenariat avec Hyliko pour des réservoirs hydrogène haute pression et le co-développement de nouveaux systèmes de stockage hydrogène pour augmenter l’autonomie des poids lourds de près de 60%, la portant à plus de 750 kilomètres.
Hyliko vise à horizon 2030 la mise en service d’une centaine de stations de production et distribution d’hydrogène Super Vert en Europe, l’équipement de 10% du marché européen des poids lourds hydrogène (soit environ 15.000 véhicules) et la décarbonation de 1,5 million de tonnes de CO2 par an
– Carbonloop est la société soeur d’Hyliko. Elle se consacre quant à elle à rendre l’industrie négative en carbone
CarbonLoop installe sur des sites industriels (pour rendre leurs activités carbone négative) des unités de production de biochar modulables. L’entreprise assure l’investissement (moins de 5 millions d’euros) et facture l’usage (approvisionnement, exploitation, maintenance…).
L’industriel bénéficie ainsi d’énergie renouvelable (chaleur, électricité, hydrogène), et de crédits carbone qui entrent dans sa comptabilité carbone. Un module produit environ 1,8 GWh d’électricité, 1,8 GWh de chaleur, et 600 tonnes de biochar, séquestrant 1.800 tonnes de CO2 par an.
Le géant du BTP et spécialiste du ciment Vicat a ainsi annoncé la création d’un nouveau liant à base de biochar pour produire un béton très bas carbone.
Terra Fertilis a été la première entreprise à commercialiser le biochar en France en 2017. Dans ses plantations de sylviculture au Brésil, l’entreprise a pu réduire de 80% l’utilisation de fertilisants pour une production améliorée de 6 à 7% par an.
– Hydrogen Refueling Solutions (HRS) est un autre partenaire des entreprises précédentes qui produit en série des stations de ravitaillement pour véhicules à pile à combustible de grandes capacités de 14 à 80 kg d’hydrogène par heure pour bus, camions, navires, trains, avions etc
La société de gestion Mirova, l’affilié de Natixis Investment Managers dédié à l’investissement durable, vient de porter sa participation à 4,18% du capital de HRS
Le Plan Hydrogène décarboné est de 9 Md€ lancé en France, 9 Md€ en Allemagne et de nombreux projets se déploient aussi en Italie, Suisse, Espagne et Portugal. À l’horizon 2050, la Commission Européenne prévoit d’accroître la part d’hydrogène dans le mix énergétique de l’union de 2 % à 14 %, estimant les investissements nécessaires entre 180 et 470 Mrd€.
Rien que dans le secteur des trains, en Allemagne entre 2.500 et 3.000 trains diesel pourraient être remplacés par de l’hydrogène. A horizon 2035, environ 15 à 20% du marché européen régional des trains pourrait fonctionner à l’hydrogène, selon le cabinet de consultants Roland Berger.
https://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/articles/haffner-energy-notre-solution-va-permettre-daccelerer-tres-fortement-le-cours-de-lhistoire-111519/
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(Suite)
Sakowin Green Energy (Aix-en-Provence, France) : production d’hydrogène direct avec capture carbone en utilisant 5 fois moins d’énergie que l’électrolyse
Cette solution est intéressante pour plusieurs secteurs dont l’industrie car l’hydrogène utilisé majoritairement produit à partir de gaz naturel par vaporeformage émet beaucoup de CO2, elle peut donc permettre une transition accélérée et massive
Dans les transports elle permet de s’affranchir du transport d’hydrogène et du stockage et, ainsi, diminuer les coûts de production.
Décomposition sans oxygène de la molécule de CH4 par plasma à faible énergie (plasmalyse autour de 1000°C). Le processus ne produit pas de CO2 car il décompose chimiquement la molécule de CH4 directement en hydrogène gazeux et en carbone solide (noir de carbone), qui sont tous deux des produits à valeur industrielle.
Il offre l’avantage de produire un hydrogène durable très compétitif sans nécessiter de massification industrielle pour être viable. Cette approche fournit un hydrogène sur site à la demande donc sans besoin de stockage et sans CO2, à très faible coût en utilisant les infrastructures gazières existantes.
Le réseau de gaz permet d’alimenter des industries mais aussi de déployer des stations pour véhicules lourds (camions, bus, navires, avions etc) sur le réseau gaz existant
Quant au carbone, il peut être utilisé pour fabriquer des pneus, des batteries, des plastiques, des adhésifs haute performance, des matériaux de construction, de l’agriculture et bien d’autres produits.
Une molécule de CH4 nécessite moins d’énergie pour être dissociée qu’une molécule H2O. Le gaz semble donc être une voie plus efficace pour atteindre une compétitivité économique d’un hydrogène sans émission de CO²
La décomposition du méthane fonctionne avec une efficacité énergétique similaire au reformage à la vapeur et utilise généralement 5 fois moins d’électricité qu’un électrolyseur, et nécessite une fraction de l’espace/terre.
Les unités ont le potentiel de produire de l’hydrogène vert au prix de l’hydrogène gris, qui diminuera au fur et à mesure de l’industrialisation et de la valorisation du carbone.
Pas besoin de stockage ou de transport. Permet aux infrastructures gazières existantes de fournir de l’hydrogène à la demande.
En utilisant le bio-méthane, c’est une solution énergétique durable offrant également du carbone. Cela crée une solution non seulement neutre en CO2, mais négative en CO2
Commercialisation en 2025
https://sakowin.com/
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(suite)
Hydrogène local à partir de solaire PV concentré
L’européen Fusion Fuel Green PLC (NASDAQ : HTOO), société portugaise dont le siège est enregistré à Dublin en Irlande déploie son système HEVO-Solar version 1 : mini-électrolyseur indépendant du réseau électrique couplé à un capteur solaire concentré photovoltaïque pour la production d’hydrogène « local » (un des avantages) à rendement élevé et coût déjà très compétitif (2 €/kg) dont les prix devraient encore baisser d’ici la version HEVO Solar 3 avant 2030 et ce sans besoin d’être couplé au réseau donc indépendamment des prix du réseau (il faut juste de l’eau pour l’électrolyse et on peut le cas échéant utiliser de l’eau de mer ou des eaux usées après traitement et certaines entreprises ayant la même approche revendiquent l’absence de besoin de traitement comme Sunhydrogen Inc mais qui sont encore au stade multi-prototypes en phase test pré-industriel prévu cette année).
On comprend assez vite l’avantage de ce système modulaire local de petite ou forte capacité (en série) selon les besoins pour un industriel, un transporteur, des stations-services, l’approvisionnement de bateaux à hydogène, de trains, des bâtiments, l’injection réseau local pour des villes etc sans les coûts :
– de transport et de logistique de l’hydrogène et des produits dérivés (ammoniac, engrais etc),
– de l’électronique de puissance liée à l’électricité alternative du réseau,
– à la variation le cas échéant des prix du réseau,
tout en bénéficiant de technologies en très grandes séries et à rendement élevé dont les prix déjà très compétitifs vont en conséquence encore baisser comme chaque fois dans ce secteur renouvelable qui maîtrise désormais bien le sujet depuis qu’il se développe et qui a déjà ou va dépasser en production tous les autres secteurs énergétique (nucléaire déjà dépassé, hydro bientôt dépassé, puis l’ensemble des fossiles)
On ne peut pas dire que les producteurs d’hydrogène à partir de gazéification, pyrolyse et le cas échéant torches à plasma (plus énergivore mais utile pour le traitement de certains sous produits) qui a pris un peu d’avance et obtient elle aussi déjà des rendements élevés et des prix également déjà compétitifs pour la production d’hydrogène et dérivés, soit vraiment concurrente car l’une a pour ressource le solaire, l’autre des sous-produits solides carbonés dont déchets de biomasse dont bois traités, combustibles solides de récupération (CSR) etc dont la ressources varie selon les territoires et qui est plus limitée mais qui a un avantage de produire du biochar donc avoir une production d’hydrogène pas seulement décarbonée mais « carbone négative ». Les 2 techniques sont plutôt complémentaires, l’une pour les territoires ayant plutôt de l’énergie solaire mais ce n’est pas un facteur très limitant et techniquement de moins en moins pour du solaire PV concentré et l’autre pour des territoires disposant de ressources carbonées peu limitées. Mais la première technologie liée au solaire devrait permettre rapidement des prix plus compétitifs car elle a moins de contraintes (procédés de gazéification demandant plus d’entretien, transport et stockage de la ressource etc mais fonctionnant aussi de nuit)
HEVO est l’électrolyseur PEM miniaturisé exclusif de Fusion Fuel, conçu pour être petit, léger et pouvant être produit en masse.
Les HEVO sont fixés à l’arrière de chaque panneau photovoltaïque concentré à haut rendement pour former un générateur HEVO-Solar (2 mini-électrolyseurs par panneau). Lorsqu’il est intégré à un tracker photovoltaïque le HEVO est capable de tirer parti de 100 % de l’énergie solaire – à la fois électrique et thermique – pour améliorer l’efficacité de la réaction électrochimique et réduire le coût actualisé de l’hydrogène vert.
C’est un courant continu donc on évite de plus la coûteuse électronique de puissance comparé à l’hydrogène produit à partir du réseau.
Le rendement du solaire PV concentré est de plus de 40 % et le solde est dégagé sous forme d’énergie thermique. C’est l’un des avantages de l’approche de Fusion Fuel Green.
Le capteur CPV fonctionne sous une irradiation solaire de 50 à 1200 W/m2
La réaction électrochimique se fait sans pertes de transport ou de conversion. Chaque capteur HEVO-Solar peut produire 1 tonne d’hydrogène vert par an en utilisant uniquement l’énergie solaire.
Le système est également capable d’utiliser l’énergie du réseau ou de sources d’énergies secondaires pour fonctionner la nuit ou lorsque le soleil ne brille pas, offrant ainsi la possibilité de doubler la production annuelle de chaque unité.
Comme cette solution intégrée est entièrement modulaire et compétitive, même à petite échelle, elle est adaptable aux besoins spécifiques de chaque usager et peut être déployée partout dans le monde en évitant les coûts de transport et de logistique de l’hydrogène, qui à eux seuls peuvent ajouter 1 à 2 €/Kg au coût actualisé de l’hydrogène.
Pour rappel 1 kilogramme d’eau contient 111 grammes d’hydrogène et 889 grammes d’oxygène. Ces 111 grammes d’hydrogène contiennent 3,7 kWh d’énergie, soit l’équivalent de quatre batteries de voiture typiques de 80 Ah.
Fusion Fuel Green confirme ses objectifs 2025 d’un prix de 2 € / kg d’hydrogène (1 kg d’hydrogène = 3 kg de pétrole) et 500 MW de production d’électrolyse par an, 8,4 millions d’euros de ventes de technologies confirmées et de revenus de subventions en 2022 et un pipeline d’opportunités commerciales de plus de 170 000 tonnes métriques par an de production d’hydrogène vert, représentant plus de 4,2 GW de capacité d’électrolyse. Le groupe reste pour le moment concentré sur ses principaux marchés finaux : mobilité, applications industrielles, mélange d’hydrogène et d’ammoniac vert etc
Il est en train de s’implanter dans plusieurs pays en Europe, Amérique latine, région Mena, Afrique du Sud etc
Le site Fusion Fuel Green
https://www.fusion-fuel.eu/tech/
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(suite)
Plusieurs entreprises développent la production d’hydrogène local à partir de solaire, d’éolien etc avec des approches un peu différentes comme Sunhydrogen Inc (OTCMKTS : HYSR) à Santa Barbara en Californie mais qui est encore au stade prototype très avancé et qui prévoyait jusqu’à présent un prix de 2,5 à 3 euros/kg d’hydrogène quand le groupe portuguais précité confirme 2 euros/kg dès à présent et moins avant 2030 lié notamment à son système solaire concentré (mais n’indique pas pouvoir utiliser des eaux usées ce qui le cas échéant n’est d’ailleurs pas un réel handicap)
Présentation vidéo de Sunhydrogen son concurrent américain :
https://www.youtube.com/embed/0kTcKGu5GU4
(suite)
Piles à combustible DBFC
Avantages du borohydrure de sodium, directement producteur d’hydrogène à plus haut rendement que les piles à combustible courantes, de fortes capacités de stockage, à moindre coûts et entièrement recyclable maintes fois
Un des résultats du projet européen H2SHIPS – le Neo Orbis (Amsterdam), premier navire au monde à produire, stocker et pouvoir entièrement recycler à bord son énergie en boucle avec son vecteur énergétique de forte densité énergétique, le borohydrure de sodium, directement producteur d’hydrogène à plus haut rendement que les piles à combustible courantes et qui sera mis à l’eau mi-2023
Prouvant ici sa forte sécurité à partir d’un navire de tourisme d’une vingtaine de mètres, il ouvre la voie à d’autres navires dans le domaine intérieur et maritime (dans un premier temps courtes et moyennes distances), marchands comme militaires (patrouilleurs, navires de guerre) et autres.
Sa pile à combustible (de type Direct Borohydride Fuel Cell – DBFC) est alimentée avec comme vecteur énergétique solide du borohydrure de sodium (NaBH₄). Chaque molécule contient 4 atomes d’hydrogène tout comme 2 molécules d’eau. Parmi les avantages du vecteur énergétique et procédé – qui a été complexe à mettre au point, l’oxydation du borohydrure étant initialement une réaction assez compliquée, avec de nombreuses étapes parfois très lentes, et en compétition avec d’autres phénomènes parasites :
– la densité énergétique élevée du borohydrure de sodium, il est capable de stocker jusqu’à 10% de sa masse en hydrogène, résolvant les problèmes de stockage sous pression. Les piles à combustible à base de NaBH₄ produisent beaucoup plus d’énergie par unité de masse que les piles à combustible à hydrogène classiques.
A noter toutefois que le borophène, composé récent réalisé en 2015, monocouche atomique cristalline de bore (mais encore un peu compliqué à déployer à grande échelle en raison notamment de sa sensibilité à l’oxydation), peut stocker plus de 15% de son poids en hydrogène en raison de la faible masse de l’atome de bore, de sa propriété d’adsorption et de sa grande surface de couches atomiques. L’énergie de liaison de l’hydrogène moléculaire à la feuille de bore est en outre supérieure à celle du graphène.
Le borophène est également prometteur pour les batteries lithium-ion et sodium-ion du fait de sa grande capacité de stockage, ce qui se traduit par une densité de puissance et des performances électrochimiques élevées.
C’est donc une voie d’amélioration du stockage d’hydrogène « solide » tout comme des batteries
– l’utilisation d’un combustible solide permet un stockage plus facile que pour un combustible gazeux. Le borohydrure de sodium a une énergie massique de 9,3 kWh.kg−1 (très supérieure aux batteries actuelles, presqu’équivalente au kérosène, fioul, diesel, essence), délivre une force électromotrice supérieure à la technologie concurrente de pile à combustible à méthanol direct. Cependant, son temps de demi-vie (sous des conditions d’acidité pH = 14) est de l’ordre de 180 jours, ce qui peut s’avérer problématique pour des applications à long terme, aspect qui peut toutefois être fortement réduit ou résolu.
– un mètre cube de poudre de borohydrure de sodium contient 9,3 MWh d’énergie, de quoi alimenter des navires importants (même si l’apport parfois principal ou complémentaire éolien/voiles rigides et autres et/ou solaire selon les tailles et types de navires sont le plus souvent le plus pertinent dans une large gamme de navires en améliorant nettement le bilan énergétique global, avec le plus souvent pour bénéfice d’abaisser aussi les coûts d’exploitation et plus),
– la grande quantité planétaire des matières premières utilisées et entièrement recyclées (sel, bore également très présent dans l’eau de mer sous forme d’acide borique (par lessivage du bore) à une concentration moyenne de 4,5 mg/L très supérieure à la moyenne terrestre ou dans l’air, et pas seulement dans des mines aux Etats-Unis, en Turquie etc)
– les piles à combustible DBFC peuvent être produites de manière moins onéreuse que les piles à combustible traditionnelles, ne nécessitant pas de catalyseurs comme le platine (d’ailleurs de plus en plus souvent remplacé), et produisant plus d’énergie par unité de masse que ces dernières,
– des risques très inférieurs (dont point d’éclair plus élevé 70°C contre 55°C s’il y a flamme) à ceux du pétrole ou de l’hydrogène sous forme gazeuse (mais plus corrosif), il peut être mis en soute en toute sécurité dans de nombreux endroits des navires,
– pas d’éléments nocifs rejetés dans la nature (le sous produit – borate – rapidement biodégradable est utilisé dans des savons, lessives etc),
– mais un des avantages principaux est surtout la recyclabilité complète du borohydrure de sodium, donc un fonctionnement en boucle (un navire peut ainsi coupler et recycler son propre vecteur énergétique et stockage avec le solaire et/ou le vent selon les types de navires, la pile à combustible prenant le relais aux périodes de manque de vent et/ou solaire avec une densité énergétique de près de 4 fois supérieure aux batteries actuelles, sans les inconvénients du stockage ou de la production directe par électrolyse d’hydrogène sur navire et avec un rendement plus élevé.
Le borohydrure de sodium est une alternative importante pour le stockage et la production embarqués d’hydrogène car en présence d’eau et d’un catalyseur, cet hydrure chimique produit en effet de façon contrôlée de l’hydrogène pur et du métaborate de sodium.
Il peut avantageusement remplacer l’hydrogène en tant que combustible dans les piles à combustible.
Le borohydrure de sodium dissous réagit en effet comme un catalyseur produisant de l’hydrogène, tandis que le combustible usé est de nouveau reconverti en borohydrure de sodium.
Ce dernier est un solide blanc de formule brute NaBH4, qui se présente souvent sous forme de poudre. Il est intéressant d’un point de vue environnemental puisqu’il se dégrade rapidement en sels inertes lorsqu’il est rejeté dans la nature.
Le dihydrogène peut être régénéré par décomposition catalytique de la solution aqueuse de borohydrure de sodium, selon la réaction : NaBH4 + 2 H2O = NaBO2 + 4 H2
Le borax NaBO2, qui est également produit par cette décomposition catalytique, est relativement inerte et non toxique : c’est un détergent commun et un additif pour savons.
Le borax peut être ré-hydrogéné au moyen de différentes techniques, certaines d’entre elles ne nécessitant que de l’eau et de l’électricité ou de la chaleur.
L’installation hydrogène du Neo Orbis est une conception de H2 CIF (Pays-Bas)
Pour le rendre pompable, du borohydrure de sodium, partiellement dilué avec de l’eau ultra pure, est introduit dans une chambre de mélange. De l’eau ultra-pure très légèrement acidifiée est également introduite. Au lieu de l’acidification, un catalyseur peut également être utilisé, selon les exigences d’utilisation. Lorsque ces ingrédients se rencontrent, une réaction exothermique se produit : quatre atomes d’hydrogène se séparent du borohydrure de sodium (NaBH4), et de l’hydrogène gazeux (4H) et un composé de bore de sodium (NaB) reste.
Tellement d’énergie est libérée que l’eau se divise en hydrogène gazeux (4H pour 2 molécules) et en oxygène (2×0 pour 2 molécules). L’oxygène libéré se lie avec le composé de bore sodique, donnant du métaborate de sodium (NaBO2) et de l’hydrogène gazeux (4H). Au total quatre atomes d’hydrogène (4H) sont libérés par molécule de borohydrure de sodium et 4 atomes d’hydrogène (4H) sont libérés par 2 molécules d’eau, ce qui donne un total de 8 atomes d’hydrogène (8H) et une chaleur de réaction de 30MJ qui est refroidi à 90°C.
NaBH4 + 2H2O ——-> NaBO2 + H2O + 8H + 90°C de chaleur.
L’hydrogène libéré est devenu de l’hydrogène gazeux et, à l’aide d’une pile à combustible pour produire de l’électricité, peut être utilisé comme source d’énergie directe ; en plus de l’utilisation de la chaleur de la réaction, l’hydrogène peut être converti en chaleur à l’aide d’un catalyseur.
Les substances résiduelles, constituées de métaborate de sodium (borax) et d’eau, sont retirées de la chambre de mélange, une partie de l’eau est évaporée. L’oxygène qui est lié au composé de sodium et de bore est éliminé et à son tour de l’hydrogène (4H) y est à nouveau fixé, produisant à nouveau du borohydrure de sodium (NaBH4), et le processus se répète en boucle.
L’hydrogène nécessaire est obtenu en faisant en sorte que le processus de déballage ait lieu deux fois simultanément : le processus interne et le processus externe. Les deux nécessitent une énergie électrique durable. De plus, le processus de déballage se traduit par un rendement de 8 molécules H (8H)
Le processus interne donne 8H et les divise à son tour en 2x4H, c’est-à-dire 4H pour la formation du borohydrure de sodium (NaBH4) nécessaire à la répétition de son propre processus et 4H pour la création de borohydrure de sodium (NaBH4) dans le processus externe destinés à la consommation. Le 4H qui a été lié au composé sodium-bore par la séparation de l’eau est à nouveau converti en 8H (processus de déballage).
Après un long processus d’appel d’offres européen, les partenaires H2SHIPS du port d’Amsterdam ont sélectionné Next Generation Shipyards de Lauwersoog (Pays-Bas) pour la construction du Neo Orbis. Son lancement aura lieu en 2023
Le projet européen avec en lien le détail des navires en développement pour les secteurs maritime et fluvial
https://www.nweurope.eu/projects/project-search/h2ships-system-based-solutions-for-h2-fuelled-water-transport-in-north-west-europe/news/construction-of-amsterdam-pilot-vessel-hs-neo-orbis/
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Percée dans la séparation et le stockage d’importants volumes notamment d’hydrogène (solid-state hydrogen) en toute sécurité avec la moindre dépense énergétique (moins de 10% de la dépense énergétique fréquente actuelle)
L’ingrédient spécial du processus est la poudre de nitrure de bore, qui est idéale pour absorber les substances car elle est très petite mais possède une grande surface d’absorption. Le nitrure de bore est produit industriellement de manière synthétique.
Cette poudre est placée dans un broyeur à boulets – contenant de petites billes en acier inoxydable dans une chambre – avec les gaz qui doivent être séparés. Au fur et à mesure que la chambre tourne à des vitesses de plus en plus élevées, la collision des billes avec la poudre et la paroi de la chambre déclenche une réaction mécanochimique, entraînant l’absorption de gaz dans la poudre.
Mieux, un type de gaz est toujours absorbé plus rapidement, ce qui le sépare des autres et permet de l’évacuer facilement du broyeur. On peut répéter ce processus en plusieurs étapes pour séparer les gaz souhaités un par un.
On peut stocker les gaz dans la poudre pour le transport et les séparer en gaz.
Le processus ne nécessite aucun produit chimique agressif et ne crée aucun sous-produit. Il ne nécessite pas de paramètres énergivores comme la haute pression ou les basses températures, offrant un moyen beaucoup moins cher et plus sûr de développer par exemples le transport à hydrogène.
Ce processus d’absorption de gaz par broyage à boulets utilise environ 77 kilojoules pour stocker et séparer 1000 litres de gaz. C’est à peu près l’énergie nécessaire pour parcourir 320 kilomètres avec un véhicule électrique moyen. C’est plus de 90 % d’énergie en moins que la méthode de distillation cryogénique utilisée dans les raffineries de pétrole.
Cette percée pourrait aussi améliorer la séparation oléfine-paraffine, un élément clé de l’industrie pétrochimique.
Le procédé mécano-chimique produit des capacités d’absorption extrêmement élevées des gaz alcynes et oléfines dans le nitrure de bore (708 cm3/g pour l’acétylène (C2H2) et 1048 cm3/g pour l’éthylène (C2H4) respectivement.
Lorsqu’il est stocké sous forme de poudre, l’hydrogène est extrêmement sûr. Pour récupérer le gaz, il suffit de chauffer la poudre sous vide.
Ce nouveau procédé peut atteindre une capacité de stockage de gaz sans précédent, bien au-dessus de tous les matériaux poreux connus. Par exemple, ce nouveau procédé peut stocker 18 fois plus d’acétylène que l’absorption la plus élevée obtenue par les structures organométalliques, une autre approche utilisant des matériaux poreux.
La capacité de stockage de gaz remarquablement élevée est due à la nouvelle façon dont les molécules de gaz adhèrent à la poudre pendant le processus de broyage à boulets, ce qui ne casse pas les molécules de gaz.
Cependant, pour que ce processus puisse évoluer, il faut encore perfectionner le processus de broyage. Il y a un point idéal dans le broyage qui crée les réactions chimiques plus faibles que l’on souhaite, sans produire de réactions plus fortes qui peuvent détruire les molécules de gaz. On doit également déterminer comment obtenir le meilleur taux de stockage pour chaque matériau en fonction de l’intensité de broyage et de la pression des gaz.
Avec le soutien de l’industrie, ce nouveau processus peut être mis à l’échelle rapidement pour fournir des solutions pratiques afin d’assurer que nous n’aurons jamais à faire face à une autre crise du gaz et accélérer la décarbonation
Etude scientifique « Superb storage and energy saving separation of hydrocarbon gases in boron nitride nanosheets via a mechanochemical process »
https://techxplore.com/news/2022-07-breakthrough-gas-storage-fast-track-shift.html
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