Alena Fargère, investisseuse au sein du fonds SWEN Impact Fund for Transition 2, analyse, dans un entretien avec Le Monde de l’Énergie, la place de l’hydrogène bas-carbone dans la transition énergétique, en particulier dans l’Union européenne.
Le Monde de l’Énergie —En quoi la production d’hydrogène bas-carbone est un enjeu-clé de la transition énergétique ?
Alena Fargère —L’hydrogène bas-carbone est l’une des solutions holistiques pour adresser les différents défis de la transition énergétique, qui permet de décarboner à la fois la production de l’énergie ainsi que de multiples usages finaux.
Au niveau de la décarbonisation de l’énergie, l’électrolyse de l’eau, pour ne citer que ce type de procédé, se présente comme une solution pour l’intégration plus massive des énergies renouvelables car elle offre un moyen viable d’utiliser, stocker et transporter l’énergie intermittente sous forme d’hydrogène propre.
Quant aux usages finaux, l’hydrogène permet de décarboner les industries, y compris les plus difficiles à électrifier comme la sidérurgie, le chauffage, et les transports, tout en améliorant la qualité de l’air.
Le Monde de l’Énergie —Quelles sont les techniques de production d’hydrogène bas-carbone, et quels sont leurs avantages, inconvénients, et bilan carbone ? Que pensez-vous des critiques adressées au vaporeformage du gaz naturel associé à des techniques de CCUS, dont l’impact carbone total resterait extrêmement élevé ?
Alena Fargère —Parmi les techniques de production d’hydrogène renouvelable, figure l’électrolyse de l’eau, un procédé qui décompose l’eau en oxygène et hydrogène. Le procédé, alimenté en électricité renouvelable est capable de produire de l’hydrogène décarboné, appelé vert. L’avantage de ce dispositif réside dans sa capacité à utiliser directement des énergies renouvelables intermittentes pour produire de l’hydrogène vert et donc faciliter son intégration plus massive.
Une autre technique pour produire de l’hydrogène renouvelable utilise des petites unités de vaporeformage (SMR, Steam Methane Reforming en anglais) avec du biométhane, un gaz renouvelable et décarboné produit à partir de déchets biogéniques.
Aujourd’hui encore 95% d’hydrogène produit provient des techniques utilisant des hydrocarbures. Parmi les plus utilisées figure la vaporeformage du gaz naturel, où environ 10 kg de CO2 sont émis pour chaque kilo d’hydrogène produit, cet hydrogène est appelé gris. Il existe des moyens pour partiellement décarboner ce procédé tout en utilisant des infrastructures de production existantes. Le vaporeformage du gaz naturel peut être associé à des techniques de CCUS (Carbon Capture, Utilization, and Storage en anglais) permettent de réduire de 60% à 90% les émissions de carbone de l’hydrogène produit, cet hydrogène est appelé bleu.
La dynamique de décarbonisation de production d’hydrogène est progressive. Historiquement, il faut compter entre 1 et 2 euros pour produire un kilo d’hydrogène gris contre 4 à 8 euros pour un kilo d’hydrogène vert. Néanmoins, à la suite du choc récent sur les prix du gaz, le cout de production de l’hydrogène gris a drastiquement monté : avec le prix du gaz à 150 euros par MWh, l’hydrogène gris revient à 7 euros le kilo. Dans ce contexte l’hydrogène vert peut être compétitif pour certains projets, notamment ceux bénéficiant d’une connexion directe aux parcs solaires ou éoliens. Si les prix de l’énergie reviennent à la normale, la différence entre l’hydrogène carboné et décarboné continuera quand même à s’atténuer grâce aux gains d’échelle et à un effet d’apprentissage, avec le croisement des courbes de couts de production attendu entre 2025 et 2035 selon les projets.
Le Monde de l’Énergie —Quels sont les objectifs de l’Union européenne en termes de production d’hydrogène bas-carbone d’ici 2030 et 2050 ? Vous semblent-ils techniquement et économiquement réalistes ?
Alena Fargère —La stratégie initiale de l’Europe Green Deal pour l’hydrogène visant 2×40 GW d’électrolyse en 2030, a été renforcée en mai 2022 afin d’améliorer l’indépendance énergétique européenne à la suite du conflit entre la Russie et l’Ukraine. Dans son plan RePowerEU, la Commission Européenne souligne une double urgence à décarboner et rendre plus résilient le système énergétique européen et fait plus que doubler l’objectif de capacités d’électrolyse installées en Europe : le nouvel objectif est désormais de produire 10Mht d’hydrogène renouvelable domestiquement d’ici 2030 (équivalent à 90-100 GW des capacités installées selon l’efficacité et le taux de charge) et autant importé des pays voisins.
Pour atteindre cet objectif très ambitieux, le secteur industriel doit s’aligner sur la chaîne de valeur de l’hydrogène bas carbone, de la production aux usages finaux.
Aujourd’hui, la capacité d’électrolyse installée sur le continent n’atteint pas 1 GW, il est donc crucial de déployer plus de projets et à plus grande échelle. Les capacités de fabrication des électrolyseurs en Europe doivent être également mises à l’échelle et être au moins multipliés par 10 pour d’ici 2025.
Les institutions européennes, les industriels et les acteurs financiers devront mobiliser des moyens financiers considérables pour soutenir l’ambition du plan hydrogène européen. Les investissements nécessaires en Europe sont en effet estimés à 200 milliards d’euros seulement dans les infrastructures de production d’hydrogène vert d’ici 2030. En plus, des investissements complémentaires importants seront nécessaires pour financer la décarbonisation des usages finaux, le transport et le stockage de l’hydrogène, les coûts de l’industrialisation et de la R&D associés. Il est ainsi urgent que les acteurs de financement public et privé travaillent main dans la main pour établir des schémas innovants et cohérents de partage des risques.
Le Monde de l’Énergie —Quelles synergies existent entre le développement des renouvelables intermittents et la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau (hydrogène « vert ») ?
Alena Fargère —La consommation énergétique d’électrolyseurs s’adapte au profil intermittent des énergies renouvelables et peut donc accommoder le profil de production de ces dernières pour éviter partiellement l’investissement dans le renforcement massif du réseau électrique. Par ailleurs, l’hydrogène représente un moyen de stockage de longue durée pour des grands volumes d’énergie complétement décarbonée et permet d’utiliser les énergies intermittentes comme le solaire ou l’éolien qui sinon seraient perdues.
Un article plein de bon sens et une conclusion difficile à contester. Les energies renouvelables intermittentes « matchent » bien avec la production d’électricité capable d’alimenter au meilleur coût des électrolyseurs. Intéressant. On sait donc vers quoi diriger cette energie électrique.
Mais cet article n’évoque que la production massive de H2 et pas la production de petits sites répartis sur le territoire et basés sur la pyro-gazéification des déchets de biomasse ou des la fraction solide des déchets ménagers qui comme on dit maintenant coche pas mal de cases. Prix, facilité d’appro, sécurisation en cas d’évènement climatiques majeurs, éventuellement autosuffisant ou producteur d’électricité. Lorsqu’un de ces évènements se produit, il touche rarement la totalité du territoire d’un pays.
Le concept des grosses unités industrielles est directement le produit d’une pensée issue du productivisme lequel n’a pas donné que de tres bons résultats.. La proposition des petits sites répartis est plus conforme au concept de sobriété qui commence à se répandre et à juste titre. En clair, s’il faut refaire mais cette fois sans CO2 les mêmes conneries qu’avant, est-ce que tout ça a un sens ?
Ajout important en faveur des petits sites de production répartis sur les territoire: l’emploi. Important il me semble.
Cette dame cherche à vendre ses placements et en assénant d’entrée le mot « holistique » dans son discours elle se pose en intellectuelle du sujet. Le holisme, néologisme barbare récent n’a pas grand chose à faire ici. Tout le monde sait que l’hydrogène vert est une solution pour stocker de l’énergie, le savoir faire existe, mais à court terme cela ne se fait pas car le rendement global électrolyse+compression+stockage+production d’énergie (turbine à gaz combinée turbine à vapeur pour des grosses puissances, pile à combustible pour de faibles puissances) a un rendement qui ne dépasse pas 30% grand maximum avec les techniques disponibles, d’où énorme surinvestissement dans la production électrique intermittente, et les investissements seraient énormes énormes pour stocker des quantités substantielles et refaire de l’électricité. L’Allemagne avait parié la dessus pour le long terme mais aujourd’hui ils ont d’autres problèmes. Les usages prioritaires de l’hydrogène vert seront d’abord la sidérurgie, projets DRI en cours pour remplacer des hauts fourneaux, la production d’ammoniac pour les engrais et sans doute les cimenteries, ensuite la mobilité trains, poids lourds, bateaux mais très limité par la quantité d’électricité disponible. Parler du biométhane comme source d’hydrogène n’a pas de sens, on ne va pas consacrer d’immenses étendues agricoles à la méthanisation. Une source significative possible d’hydrogène vert qu’elle se garde bien prudemment de citer c’est les centrales nucléaires, des projets SMR aux USA prévoient la production simultanée d’électricité et d’hydrogène, en particulier des réacteurs haute température. Plus on monte en température plus la dissociation oxygène-hydrogène est facile.
JPM: en dehors de la sidérurgie, des engrais, et de la cimenterie, l’hydrogène ne serait fabriqué que lors des périodes d’excédent d’électricité.
Effectivement, une installation d’électrolyse de l’eau aurait un meilleur rendement adossée à une centrale nucléaire.
L’électricité d’origine nucléaire servirait à certaines périodes en back-up des ENRv, et le reste du temps pour fabriquer de l’hydrogène.
La mise en service du premier EPR2 n’est pas sérieusement envisagée avant 2039/2040, hors discours officiel.
C’est la même chose pour un éventuel SMR français.
Le nucléaire ancien va disparaître par vétusté, malgré les travaux de « rajeunissement ».
Le nucléaire devient peu à peu une énergie du passé.
AMEN, la grande prêtresse enfonce le nucléaire comme d’hab !
et elle se réfère aussi à l’ADEME qui comme chacun sait est sans parti pris !
A part cela rien de neuf ds son triptyque idéologique.
Ben non, le début de la série des EPR2 c’est OFFICIELLEMENT 2035. Et les réacteurs d’aujourd’hui, en moyenne démarrés vers 1985 auront 50 ans, alors qu’on a prévu de les faire fonctionner jusqu’à 60 ans voire 80 ans. Donc pas de disparition du nucléaire, mais un passage de témoin entre deux générations (la GEN2 et la GEN3).
Et au contraire, le nucléaire est l’énergie de l’avenir. Certains pays refusent cette énergie par dogme, mais coincés entre des fossiles qui eux vont disparaître et des énergie renouvelables dont l’intermittence est incurable (en plus d’avoir une très faible densité énergétique), ils finiront bien par revenir au nucléaire.
Et le nucléaire type EPR va encore progresser, vers des réacteurs à neutrons rapides en attendant les réacteurs à fusion.
La construction de l’EPR d’Olkiluoto en Finlande, récemment connecté au réseau mais qui ne sera pas en service commercial avant décembre, a commencé en août 2005. Ce réacteur devait entrer en service quatre ans plus tard.
Le réacteur EPR de Flamanville, dont la construction a commencé en décembre 2007, devait OFFICIELLEMENT être mis en service en juin 2012, quatre ans et demi plus tard.
Dans les deux cas, on connaît la suite.
L’annonce officielle pour la mise en service éventuelle du premier EPR2 est 2035, mais les fuites de documents officiels indiquent 2039 ou 2040 pour le premier et 2050/2051 pour le sixième.
Le coût de construction prévisionnel a déjà dérivé, lui aussi.
Le premier réacteur à neutrons rapides (EBR-1) a été mis en service en décembre 1951.
Depuis, aucun progrès suffisant n’a été effectué au niveau mondial pour que ce genre de réacteur puisse être produit en série pour un usage commercial.
Pour l’agence du nucléaire, le nucléaire ne semble pas voué à un fabuleux avenir puisqu’elle estime que le nucléaire ne représenterait qu’entre 6 % et 12 % de la production mondiale d’électricité en 2050.
En 2021, la production d’électricité éolienne + solaire a dépassé celle du nucléaire au niveau mondial. L’écart va encore se creuser en 2022 en faveur des renouvelables.
En 2021, les renouvelables dans leur ensemble ont produit 2,8 fois plus d’électricité que le nucléaire.
@Studer.
« Et le nucléaire type EPR va encore progresser, vers des réacteurs à neutrons rapides en attendant les réacteurs à fusion »
Tout à fait d’accord.
Mais, comme nous n’avons pas lancé en temps utile, il y a au moins 15 ans, le renouvellement des au moins 50 réacteurs donc nous aurions besoin, nous devront passer par l’installation, pour au moins 20 ans, de complexes centrales pilotables (à gaz ???) plus éolien et solaire.
Qui seront progressivement relevées par du nucléaire.
Et je préférerais que ces réacteurs nucléaires soient français, pas Russes ou Chinois.
Studer sortez vous de la préhistoire et tournez vous enfin vers l’Avenir … la réalite du terrain : le nucléaire et le fossile sont déjà condamné économiquement … vous parlez d’une énergie polluante très très chère , dangereuse avec des déchets ultimes qui ne représente que 4% de l’énergie dans le monde et qui baisse inexorablement RAPPEL des faits : le monde entier se sort du fissible et du fossile / charbon / pétrole / gaz … sauf le bio gaz qui est une ENR … grâce aux ENR pour enfin produire propre sans dangers et sans déchets pour beaucoup moins cher que cette merde polluante de nucléaire qui fait des ravages sur la faune , la flore et l’être humain …. ENR qui nous sortent aussi du fossile/ charbon / pétrole / gaz … comment font les pays qui n’ont pas de nucléaire et de fossile et tous ceux de plus en plus nombreux qui ont déjà dépassé les 50 voire 75 % d’ENR dans leur mix et qui voient leur pollution , leur GES et leur Co² baisser au fur et à mesure du développement des ENR sur le terrain … alors que la France s’enfonce toujours plus dans la pollution et les déchets ultimes avec notre merde polluante à tous les stades, avec des déchets ultimes, très très chère , qui fait des ravages sur la faune , la flore et l’être humain. https://scontent-mrs2-2.xx.fbcdn.net/v/t39.30808-6/292124423_10229446258885787_5721808760934915177_n.jpg?_nc_cat=110&ccb=1-7&_nc_sid=dbeb18&_nc_ohc=9e5MYDviM9AAX96zLWm&_nc_oc=AQlMlE5vK0kkaOSSN8SZHRLysw_ixebLbMVPmbWO4i-FYhMrEUF06FADQX4eiQKpKMEYVifAVXw-kD_nVMTL8gy3&_nc_ht=scontent-mrs2-2.xx&oh=00_AT-b2PcaeZ6PXZDjEXW3cKBTLzTUHJko4Qfnlu4hybXYpQ&oe=62D29F10
D’accord avec vous, cette dame nous fait de l’esbrouffe, et elle n’explique pas, elle affirme.
Sait-elle seulement que les dispositifs appelés « PowerToGasToPower » dont elle parle, et qui visent à transformer l’électricité en hydrogène pour la stocker puis la déstocker en produisant de l’électricité, ont un rendement qui reste inférieur à 30 % ? Ce qui multiplie par 3 le coût du kWh, et rend le procédé inintéressant sur le plan économique.
Sait-elle aussi que les électrolyseurs fonctionnent très mal en présence d’une alimentation électrique intermittente ?
Bref, comme la réponse est probablement négative, ce n’est pas un article informatif mais de la publicité voire du prosélytisme.
Jean Pierre Moulard oui suite à la crise actuelle le probleme de l’Allemagne comme la France et tous les autres pays c’est d’accélérer le devellopement des ENR pour produire aussi de l’hydrogne vert qui est une partie de la solution pour se sortir du fossile / charbon / petrole / gaz ….
Si l’utilisation de l’hydrogène est justifiée pour l’industrie, où les recherches actuelles devraient aboutir d’ici une dizaines d’années (sidérurgie par exemple), ce n’est pas du tout le cas pour le chauffage et les transports.
Dans une grande usine tirant 200 MW de capacité sur le réseau électrique, comme celles en construction actuellement en France et ailleurs, il faut consommer 1.500 GWh pour produire 28.000 tonnes d’hydrogène, dont le contenu énergétique est seulement de 933 GWh. Un rendement de 62,2 %.
Cela s’accompagne d’une consommation d’eau de 1,9 million de m3, essentiellement pour le refroidissement, puisque la chaleur n’a pas d’utilisation et est perdue (disponible pour ceux des petits oiseaux qui n’ont pas encore disparu).
Le rendement d’une pile à combustible est de 48 % à 50 %. Le rendement global apparent est ainsi de 31 % au plus, mais le rendement réel est moindre puisqu’il faut ajouter les pertes d’énergie dans la compression, le transport et le stockage.
L’ADEME évalue le rendement de la chaîne hydrogène de 23 % à 27 % selon les cas concrets de production et d’utilisation. RTE donne des évaluations supérieures, mais avec des hypothèses sur les rendements de conversion ne correspondant pas aux réalités industrielles actuelles et prévisibles.
Transformer de l’électricité en hydrogène pour le transformer à nouveau en électricité pour le chauffage revient à produire trois à quatre fois plus d’électricité pour un même usage, toutes conversions, transport et stockage pris en compte. A condition aussi de créer un réseau dédié au transport de l’hydrogène et de construire des cavités salines de stockage en grand volume.
Développer les réseaux de chaleur à base d’énergies renouvelables et en cogénération présente beaucoup plus d’intérêt.
Surtout si ceux-ci sont associés à un stockage intersaisonnier de la chaleur, en tête de réseau ou au niveau des quartiers ou même des immeubles et des grands consommateurs (hôpitaux …).
Non seulement le stockage de la chaleur a un meilleur rendement que celui de la chaîne hydrogène, mais c’est aussi un moyen de régulation entre la production et la consommation d’électricité.
Car en plus du stockage de l’excédent de production photovoltaïque en été, dans un système électrique 100 % renouvelable, le stock de chaleur est aussi renouvelé en hiver avec les excédents de production éolienne qui se produisent régulièrement.
Au niveau d’un immeuble, le stockage intersaisonnier de la chaleur d’origine solaire existe depuis longtemps en Suisse. Exemples avec Jenni :
https://jenni.ch/files/jenni/inhalte/pdf/Publikationen/Accumulateurs_solaires_f.pdf
Particulièrement bien adapté aux bâtiments bien isolés thermiquement, comme avec le label Minergie en Suisse ou Passivhaus en Allemagne.
A noter que le rendement (COP) d’une PAC air/air ou air/eau est très médiocre par grand froid et que ladite PAC se comporte presque comme un vulgaire radiateur électrique (convecteur). Ce qui n’évite pas les « pointes électriques » particulières à la France.
Bonjour,
Ce n’est pas parce qu’on emploie le mot holistique que nous avons la solution.