L’hydrogène vert, une solution énergétique prometteuse ?
Une tribune signée Jean-Pierre Schaeken Willemaers, ingénieur, président du pôle Énergie, Climat et environnement de l’Institut Thomas More
C’est dans le cadre de la transition énergétique que l’intérêt pour l’hydrogène a été relancé au-delà de son usage actuel, dans la fabrication de l’ammoniac et du méthanol, et comme réactif dans les procédés de raffinage du brut en produits pétroliers, carburants et biocarburants.
Nouveaux usages de l’hydrogène pour la transition énergétique
Comme il sera question dans ce qui suit de transition énergétique, rappelons qu’elle implique une pénétration croissante de génération électrique renouvelable (actuellement largement intermittente) aux dépens de la production thermique, et un système de stockage pour assurer la sécurité d’approvisionnement électrique en toutes circonstances. Nous nous intéresserons ici aux trois « nouveaux » usages de l’hydrogène : vecteur énergétique dans la production d’électricité, facteur de stockage d’énergie et carburant.
Nous distinguerons ici trois types d’hydrogène : celui qui est fabriqué à partir de combustible fossile (gris), le même que le précédent, mais avec captage et stockage de CO2 (bleu) et l’hydrogène « propre », produit à partir d’électricité renouvelable (vert).
Un nombre croissant de pays dans le monde incluent l’hydrogène dans leur programme énergétique. À la conférence des Nations Unies sur le changement climatique (COP 26) de 2021, 32 pays et l’Union européenne (UE) se sont mis d’accord pour accélérer le développement et le déploiement de l’hydrogène vert, et pour faire en sorte que celui-ci soit globalement disponible d’ici à 2030 à un prix abordable pour remplacer les combustibles fossiles. Dans ce qui suit, il sera discuté de la faisabilité de ces objectifs.
Comment produire de l’hydrogène, gris ou vert ?
Commençons par nous poser la question de savoir si l’hydrogène comme vecteur de production d’électricité ou comme carburant est une solution pertinente pour le système énergétique de demain ?
Actuellement, le processus par reformage à la vapeur du méthane (CH4) est de loin le plus économique pour sa fabrication. Dans le contexte d’une politique zéro carbone en 2050 (dont on peut questionner la faisabilité), il présente le défaut majeur d’émettre des gaz à effet de serre (GES). Pour pallier cette lacune, il faut donc le verdir.
La solution bas carbone adoptée aujourd’hui en Europe pour atteindre cet objectif est l’hydrolyse de l’eau couplée à de l’électricité bleue ou verte.
La technologie la plus utilisée à ce jour, l’électrolyse alcaline qui utilise une solution d’hydroxyde de potassium (KOH) comme électrolyte, consiste à séparer les atomes d’hydrogène et d’oxygène de l’eau grâce à l’électricité.
L’hydrogène est libéré à la cathode (électrode négative), selon l’équation :
2 H+ + 2 e- → H2
tandis que l’oxygène est libéré à l’anode, selon l’équation :
H2O → 2 H+ + ½ O2 + 2 e-
L’électrolyseur PEM (Polymer Electrolyte Membrane) comporte un électrolyte polymère solide. C’est une technologie permettant une production d’hydrogène de grande pureté. Elle est en revanche plus chère que l’électrolyse alcaline.
Un coût de production de l’hydrogène par électrolyse beaucoup plus élevé que le vaporeformage
Le coût de la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau et à fortiori si elle est verte, est nettement plus élevé que celui qui est fabriqué par reformage du méthane (vaporeformage)1. Pour calculer son coût global, il faut ajouter celui de son transport, du stockage (pour compenser l’intermittence des productions éoliennes et photovoltaïques) et de puits d’hydrogène (Carbon Capture and Storage) pour l’hydrogène bleu.
À quelle échéance peut-on espérer des prix plus comparables entre ces deux types de production? Actuellement, il n’y a pas d’alternative économique au reformage.
Des recherches sont en cours pour réduire drastiquement le coût de production de l’hydrogène. Il faudra du temps pour qu’elles aboutissent.
Des entreprises ont déjà annoncé une production d’énergie verte à un coût tournant autour d’un dollar par kilo d’ici à 2030, par thermolyse (sans recours à l’électricité, l’apport d’énergie provenant du soleil) ou par électrolyse de l’eau. Elles en sont au début des recherches. Quel sera le résultat final ? Atteindront-elles l’objectif économique visé ?
En ce qui concerne la compétitivité, rappelons que les électrolyseurs provenant de Chine sont 75% moins chers que ceux qui sont fabriqués en Occident.2 Cette différence de coût est une menace pour les fabricants d’électrolyseurs européens qui produisent, aujourd’hui, près de la moitié de la production mondiale.
Comment disposer d’assez d’électricité verte pour produire assez d’hydrogène ?
Toutefois, le prix n’est pas le seul paramètre à prendre en considération. Ainsi, l’alimentation continue des électrolyseurs en électricité verte (toujours dans le cadre d’une politique bas carbone) est un autre sujet de préoccupation. Disposer de quantités suffisantes d’électricité est d’autant plus difficile que la production d’hydrogène est plus élevée.
En 2050, la production d’hydrogène par électrolyse consommerait des quantités énormes d’électricité.3
Un cas concret, celui de la Belgique, permet de mieux comprendre la difficulté de produire ce flux massif d’électricité.
Selon Elia, le transporteur belge d’électricité haute tension, l’équilibre du réseau H.T. ne peut faire l’économie d’importations significatives d’électricité pour assurer la sécurité de son approvisionnement (notamment, lors des pointes de consommation). Cela suppose que les pays voisins devraient dégager des surplus d’électricité renouvelable à la hauteur des besoins requis pour une production croissante d’hydrogène, dans le cadre de la substitution précitée (remplacement de la génération thermique par du renouvelable).
Or, d’ici à 2050, la demande d’H2 au sein de l’Union européenne devrait être multipliée par 7 pour contribuer à la décarbonation des secteurs tels que la sidérurgie, les transports lourds (maritimes et terrestres) et les industries à forte intensité énergétique4 ce qui fait croître les besoins en électricité dans une proportion équivalente. Ce qui est vrai pour l’Europe l’est également pour la Belgique.
Dans ces conditions, comment se fier aux importations d’électricité pour réaliser la transition énergétique voulue par la Belgique?
Stocker de l’électricité avec l’hydrogène
L’hydrogène produit grâce à cette électricité est stocké5 et, selon la demande, reconverti en électricité. La chaîne de stockage et de reconversion triple le prix de l’électricité par rapport à celui de la production éolienne et photovoltaïque consommée directement.6
Le coût de ce stockage est très élevé. L’hydrogène doit être stocké sous très haute pression, 700 bars, pour atteindre la compacité idéale et doit être refroidi durant la compression pour éviter la surchauffe. En outre, pour éviter tous risques, les réservoirs sont chers. Leurs parois comportent trois couches : une enveloppe interne étanche, une deuxième de renfort et une troisième de protection.
Remplacer le gaz fossile par l’hydrogène dans la production d’électricité
La production d’électricité dans le monde dépend encore très largement du charbon et du gaz. La substitution du premier par le second (moindre émetteur de GES) est en cours. Les promoteurs de l’électricité zéro carbone considèrent que le gaz sera progressivement remplacé (à quelle vitesse de substitution ?) par l’hydrogène à mesure que les capacités de production de ce dernier (dont la technologie verte est encore au stade de d’expérimentation) augmenteront.
Quelques projets sont lancés et, notamment, celui des géants norvégiens Equinor et allemand RWE qui ont convenu, en janvier 2023, de coopérer en vue de décarboner l’énergie en Allemagne grâce à l’hydrogène. Le protocole que le ministre allemand de l’Économie et du Climat, Robert Habeck, a signé à Oslo, prévoit de construire des centrales électriques, d’abord alimentées par du gaz norvégien via éventuellement un pipeline sous-marin, pour remplacer les centrales à charbon que Berlin veut fermer d’ici à 2030. Il s’agira ans un premier temps d’hydrogène bleu et ensuite d’hydrogène vert.7
Dans la même optique de compenser les émissions de CO2, le ministre allemand Robert Habeck a signé un partenariat stratégique avec la société Norcem, filiale de l’entreprise allemande Heidelberg Materials, qui prévoit de réaliser la capture et la liquéfaction de CO2 à partir de 20248.
L’hydrogène dans la mobilité
Dans le secteur de la mobilité, l’hydrogène est utilisé, comme vecteur d’énergie, dans des piles à combustible qui équipent actuellement quelques voitures électriques. Ces dernières sont moins performantes que les véhicules à batteries, car il faut d’abord générer l’hydrogène (qui est stocké dans le réservoir) qui à son tour produit l’électricité par un processus d’oxydoréduction. Cette double conversion dégrade le rendement du moteur.
En outre, les voitures à hydrogène ne sont pas plus écologiques que les voitures thermiques.9 En revanche, leur autonomie est nettement plus grande que celles de voitures électriques.
Bien entendu, comme pour les voitures électriques, il faut qu’il y ait suffisamment de stations de recharge ainsi que des infrastructures d’approvisionnement appropriées, une entreprise de longue haleine.
Pour éviter les handicaps des piles à combustible, des constructeurs automobiles, dont BMW, mènent des recherches en matière de motorisation, n’utilisant pas l’hydrogène pour alimenter une pile à combustible, mais comme carburant (sous forme liquéfiée) dans un moteur conventionnel. Le moteur BMW à architecture diesel fait appel à un allumage par étincelle et par compression, l’hydrogène arrivant dans la chambre de combustion par injection directe à une pression de 300 bars. Une configuration unique qui offre au moteur un rendement de 42%.
Avec cette technologie, BMW voit donc de nouvelles perspectives d’avenir dans l’hydrogène, mais il lui reste à résoudre le problème de l’encombrement du réservoir qui occupe la plus grande partie du coffre.10
Hydrogène « vert » vs électricité bas carbone
Dans le cadre d’une politique bas carbone, l’hydrogène est préférable à l’électricité lorsque de grandes quantités d’énergie sont nécessaires et qu’une source d’énergie très dense est requise comme c’est le cas pour le transport routier longue distance, le transport maritime, dans certains secteurs industriels ou pour faire voler des avions (optimisation du poids).
Toutefois, les prix très élevés de l’hydrogène et la maîtrise insuffisante de la technologie ne lui permettent pas de remplacer les hydrocarbures (gaz, diesel et kérosène) dans les secteurs précités avant longtemps, sauf si des mesures coercitives ou des subventions publiques importantes sont mises en place.
Des investissements massifs dans l’hydrogène vert ou bleu
Force est de constater que malgré les lacunes et handicaps exposés ci-dessus, nombre de pays y compris les plus puissants consacrent des moyens financiers substantiels dans le développement de la production d’hydrogène bleu ou vert et dans celui de ses applications.
Les entreprises qui privilégient cette molécule lèvent plus de fonds que jamais. Les pays manœuvrent pour assoir leur domination sur ce qui est appelé à devenir une industrie internationale pesant plusieurs milliards de dollars dans 10 ou 20 ans.11
La Chine et les États-Unis sont les deux plus grands producteurs et utilisateurs d’hydrogène au monde. Jusqu’en 2020, les EU étaient le plus grand marché de véhicules électriques à pile à combustible (Fuel cell electric vehicles-FCEV), quoiqu’encore modeste. Depuis lors, ils ont été dépassés par la république de Corée, la Chine possédant la troisième plus grande flotte de FCEV. L’Union européenne s’est lancée dans l’aventure de l’hydrogène vert en juillet 2020. Le Japon est le premier pays à s’être intéressé à l’hydrogène comme vecteur énergétique. Quant à l’Inde, elle a lancé sa National Hydrogen Mission en août 2021 avec l’ambition de devenir un hub global pour la production et l’exportation d’hydrogène vert.12
La Russie vise à prendre 20% du marché global de l’hydrogène. D’autres pays tels que l’Australie, le Canada et la Norvège ont également des projets ambitieux.
12 à 13% d’hydrogène dans la demande d’énergie finale en 2050, est-ce réaliste ?
L’Agence internationale de l’énergie (AIE) et l’Agence pour les énergies renouvelables (Irena) estiment que l’hydrogène vert répondra à 12-13% de la demande énergétique finale d’ici à 2050, contre pratiquement zéro aujourd’hui.13
D’ici là, il y a un long chemin, parsemé d’obstacles, à parcourir. Parmi ces derniers figurent : l’amélioration de la technologie encore au stade de l’expérimentation, l’économicité de la filière qui est loin d’être satisfaisante (l’hydrogène vert à prix abordable n’est pas encore une réalité, tant s’en faut) et les implications politiques internationales.
L’hydrogène entièrement vert, produit à grande échelle, n’est pas encore à l’ordre du jour. L’industrie a besoin de temps et de réglementations adaptées pour pouvoir exploiter d’autres types d’hydrogène dans l’intervalle.14
D’autre part, le mode de production de l’hydrogène vert pourrait détourner l’électricité renouvelable d’autres utilisations finales (considérées comme plus fondamentales). En outre, les grandes quantités d’eau consommées par l’électrolyse sont de nature à accentuer le stress hydrique dans certaines régions, entre autres, les plus ensoleillées (favorables à l’installation de panneaux photovoltaïques) qui sont souvent les plus sèches.
Une autre interrogation est de savoir si l’hydrogène peut être qualifié de vert uniquement s’il est produit par des capacités renouvelables qui, sans cela ne seraient pas mises en service ni utilisées.15
1 Il y a tout lieu de penser que les prix du gaz retourneront à la normale si l’UE se décide à négocier avec réalisme la fin de la guerre en Ukraine et à s’engager dans une politique énergétique plus pragmatique.
2 Bloomberg New Energy Finance.
3 Géopolitique de la transformation énergétique : le facteur hydrogène, Irena (International Renewable Energy Agency)
4Évaluation des émissions tout au long du cycle de vie de l’hydrogène, Ricio Gonzale Sanchez, Clean Air Task, 26 octobre 2022.
5L’hydrogène est le plus souvent stocké sous forme gazeuse, surtout pour les transports. Pour assurer la compacité voulue, il est idéalement comprimé à 700 bars, ce qui requiert une consommation d’énergie de 22 MJ/kg. Au-delà la compression n’est plus rentable.
6Hydrogène : le meilleur allié du nucléaire !, Michel Gay, Metainfos, 20 juillet 2020.
7Coopération germano-norvégienne dans l’hydrogène pour décarboner l’énergie en Allemagne, Figaro avec AFP, 5 janvier 2023.
8 Ministère fédéral des Affaires étrangères, Énergie : l’Allemagne et la Norvège renforcent leur coopération, 10 janvier 2023.
9 Are fuel cells environmentally friendly ? Not always, ScienceDaily,
10BMW révolutionne son moteur à hydrogène, Benoît Solivellas, CENT, 6 avril 2023.
11 La décennie de l’hydrogène, Thijs Van de Graaf, Finances et développement, décembre 2022.
12 Geopolitics of the Energy Transformation : the hydrogen factor, IRENA, 2022.
13La décennie de l’hydrogène, Thijs Van de Graaf, F&D Finances et développement, décembre 2022.
14Wouter Bleuckx, Business director chez Ineos Hydrogen.
15La décennie de l’hydrogène, Thijs Van de Graaf, F&D Finances et développement, décembre 2022
COMMENTAIRES
L’hydrogène c’est pour plus tard, et surtout comme mémoire d’énergie électrique transformée en stockable à usage pilotable. La seconde application sera le transport lourd, maritime et aeronautique. Pour le routier lourd, il devra se partager le marcher avec l’électrique à batterie qui aura alors fait suffisamment de progres pour conserver définitivement la premiere place du lourd-Routier.
Pour la transition, avant que l’hydrogène vert ne soit produit en quantité suffisante à un prix supportable, le pilotable reposera sur 4 ressources, le foisonnement qui tendra à équilibrer la production des sources variables, l’adéquation de la disponibilité du solaire en phase avec la période la plus consommatrice du quotidien, l’hydraulique, et la bio-énergie, ces deux dernieres étant les plus regulatrices par leur facilité de pilotage.
Je me demande toujours pourquoi notre Rochain national s’échine toujours avec des arguments qu’il sait faux.
– Foisonnement, bien sûr que ça existe … un peu. Disons que ça résoud 10% du problème.
– » l’adéquation de la disponibilité du solaire en phase avec la période la plus consommatrice du quotidien »
Elle est bien bonne. Pas grand chose en hiver sous nos latitude, et je ne pense pas que les panneaux fournisse grand chose lors de la pointe de consommation de 20 heures LOL.
– l’hydraulique LOL Les sites les plus intéressants sont déjà exploités, et les écolos locaux font des misères pour tout barrage nouveau.
– bio-énergie Pas de quoi fournir beaucoup plus que l’équivalent d’une bonne centrale nucléaire !
Et le Rochain est content de sa prose.
Reconnaissons qu’il a au moins fait des progrès en orthographe, qui était catastrophique il y a quelques années.
Ne restent que quelques « licences poétiques » délicieuses, comme » il devra se partager le marcher ».
C’est mieux que de courir LOL.
L’auteur peut-il nous dire, de façon fiable, combien coûte un groupe d’électrolyseurs de 100 MW au total (les stacks seuls) et combien coûte l’usine complète avec tous les équipements ?
Quelle est la consommation réelle d’électricité pour produire une tonne d’hydrogène (stacks seuls et usine complète) ? Quelle est la consommation d’eau : électrolyse et refroidissement des divers équipements.
Quel est le rendement réel en énergie de la production de l’hydrogène, sortie électrolyseur et sortie usine, sur la base du PCI puisque la chaleur latente n’est jamais utilisée ?
Quelle énergie est dépensée pour comprimer et refroidir l’hydrogène à une pression de 850 bars (pour charger un véhicule à 700 bars) par kg d’hydrogène ?
Quel est le coût de production de la tonne d’hydrogène, sortie usine, avant compression, transport, stockage, selon le facteur de charge annuel de l’électrolyseur et le prix de l’électricité (et de l’eau).
@Canado,
Vous avez bien raison de poser ces questions.
Aujourd’hui les projections « optimistes » (cela peut changer) donne de l’hydrogène à minima autour de 300 Euros/MW.h, en ordre de Grandeur, avec un cout de l’électricité « bon marché » (environ 50-60 Euros/MW.h) et une production « optimisée » donc en quasi continue (par intermittence cela risque d’être plus chère avec notamment des Frais de Stockage multipliés)… Donc face aux Fossiles, cela reste totalement non concurrentiel sauf si il y a une Taxe Carbone forte sur les Fossiles et/Ou Beaucoup de subventions, mais infine peu de chance que ce soit une « énergie »/ressource Grand Public…
Avis Perso, vu le cout d’électrification d’une ligne ferroviaire et vu les besoins potentiels en énergie du ferroviaire (marchandise comme public) cette voie est à explorer/exploiter, mais ne se fera qu’avec des aides publiques… Idem pour le transport fluvial et le transport maritime courte distance… Dans ces cas, les capacités d’emport sont grandes et donc les masses des réservoirs de stockage quasi nuls par rapport aux masses en jeux, avec en plus de la « massification » de la distribution sur des points clés pouvant aussi être des sites de production. Pourquoi pas des « réservoirs mobiles » changeables – comme les batteries de perceuses !?
Pour les petites voitures et les camions, cette filière risque fortement d’être un goufre financier (avec en plus le Prix des Stations Services qui va être astronomique), sachant de plus qu’il y a déjà de gros volumes à fournir pour la production d’engrais et la sidérurgie…
Et le Ratio 1kg d’hydrogène c’est 10 Litres d’eau donc pour faire des dizaines de TW.h ce sont des volumes d’eau inouïs…
Pour une fois, un reportage d’ARTE assez posé et pas trop superficiel et à tendance extrèmiste/complotiste…
https://www.youtube.com/watch?v=mr_3A3Rq8fA – avec une vision d’un « analyste » d’un pays du Sud sur les Exports d’hydrogène potentiels et leurs méfaits…
L’hydrogène vert: une solution très coûteuse que le peuple ne pourra pas et n’acceptera pas de payer.
La montée de la droite nationale (favorable aux fossiles et au nucléaire) partout, pourrait rapidement faire voler en éclats cette voie de l’hydrogène, qui semble trop compliquée.
ENR + back-up fossile et nucléaire sont les deux voies qui vont continuer à être développées.
Les STEP sont les grandes oubliées de l’évolution énergétique actuelle, alors que le PV va nécessairement continuer à progresser. Outre la production d’électricité, celui-ci permet également de faire de l’ombre, ce qui est de plus en plus appréciable, et d’augmenter le rendement des terres agricoles des climats secs, ce qui sera de plus en plus le cas.
Le nucléaire est particulièrement utile d’octobre à mars, lorsque la production du PV est faible.
C’est pas le sujet, mais pour ceux que ça intéresse:
Bilan du PV en France
https://www.pv-magazine.fr/2023/06/12/601-mw-supplementaires-raccordes-au-premier-trimestre-2023/
total installé 17 GWc, ce qui équivaut à une puissance maximale délivrée de 13 GW (12,7 GW le 03/05/2023)
On voit que la croissance a été très forte en 2021, 2022, 2023.
Pour les trains, les portions de voies ferrées utilisant encore le diésel peuvent être remplacée pour un coût moindre qu’avec l’hydrogène, par une électrification partielle complétée par des sections utilisant l’énergie stockée dans des batteries. L’économie est encore plus grande pour le fonctionnement, aussi bien en coût qu’en énergie source.
https://cedricphilibert.net/le-train-a-hydrogene-nest-pas-un-must/
En gros, certains ouvrages d’art (ponts, tunnels) n’ont pas été conçus pour permettre la pose de caténaires (hauteur disponible). Seuls ces centaines de mètres ou kilomètres ont besoin d’utiliser une batterie lors d’une électrification dite frugale.
Les exceptions sont rares, comme pour Aix-Marseille, de 36 km.
L’article et les commentaires apportent quelques bonnes informations sur le sujet.
@Canado,
Merci pour le Lien fort intéressant.
Toutefois, cela parle de trains passagers type TER, pour les Locomotives de Fret au Diesel (Quid !?). Quasi toutes les nouvelles Locomotives de Fret sont en général Bi-énergie (Diesel Et Elec)
Stocker des batteries sur le toit d’un petit Train (cela se fait pour les Tramway), c’est faisable et peut se faire sur la longueur du Train, pour éviter des surchauffes dans un « local à batteries » unique… Un TER dont le toit abrite plusieurs zones de batteries peut donc effectivement en stocker pas mal et avoir de l’autonomie… Pour la recharge, en prenant exemple sur le dernier Tramway de Nice (rechargement uniquement en Station par le sol, le temps de la montée et de la descente des passagers), c’est faisable et cela permet des sections très limitées en déploiement. En ferroviaire pour passager, avec un arrêt de 3-4 minutes en gare, cela peut être effectivement une solution avec très peu de catenaire posée, voir avec le départ et l’arrivée en gare qui seraient équipées pour des TER avec beaucoup de dessertes…
Pour déployer un pantographe, il ne faut pas rouler trop vite en règle générale et c’est au démarrage que le Train appelle beaucoup de puissance sur quelques centaines de mètres !
Le problème du fret reste entier (par contre l’idée de l’ammoniaque n’est pas mauvaise dans ce cas !). Et le sujet du fret ferroviaire risque (avis perso) de se développer dans les années à venir du fait des problèmes sur le pétrole que nous allons rencontrer…
Pour revenir à mon propos précédent et aux bonbonnes mentionnées dans votre « article », l’intérêt de l’hydrogène réside (Avis perso) dans la capacité de stockage en devenant une « énergie de stock » temporaire (et plus un vecteur énergétique comme l’électricité). Fait sur des volumes conséquents et en zone « protégée » et non grand public, cela a du sens pour approvisionner de grosses unités avec effectivement des bonbonnes standart – pour des Trains et des Locomotives de fret bi-carburant et aussi péniche et bateaux de type de ceux qui relient les iles du bord de nos cotes (à mon avis).
Nota : Pour les Batteries, les ressources en minerais sont là encore pour quelques décennies. Par contre les Flux de minerais risquent de manquer dans les années à venir… Autant réserver les batteries pour de petites voitures électriques pour « Monsieur tout le monde » et surtout les « petits provinciaux » désargentés (Avis Perso) plutot que massivement pour des Trains ou du PV individuel en France.
(Cédric Philibert prône de changer les tuyauteries Cuivre des batiments pour assurer les volumes de la Transition énergétique ! Comment faire alors que la main d’oeuvre qualifiée et compétente manque pour isoler les logements dans les volumes requis et pour poser correctement des pompes à chaleur !?)
Les réserves ne risquent pas de manquer pour assurer la transition énergétique.
Pour le cuivre, malgré une consommation croissante, les réserves sont passées de 340 millions de tonnes en 2000 à 870 Mt en 2020. Par rapport à la production minière de 2020, il y en a encore pour plus de 40 ans, hors prospections. Pour 100 tonnes sorties des mines, il faut ajouter 25 tonnes provenant du recyclage.
Pour le lithium, les réserves sont passées de 3,4 Mt en 2000 à 21 Mt en 2020. Au rythme de consommation de 2020, il y en a encore pour 250 ans (hors recyclage).
Et pour les batteries stationnaires, et sur navires ou trains, de nouvelles technologies commencent à être industrialisées (batteries sodium-ion …) utilisant des matériaux abondants et peu coûteux.
Pour les autres métaux concernés par les énergies renouvelables, pas de problème non plus à long terme.
@Canado,
Sur votre propos sur les réserves, vous avez raison, par contre je réitère mon propos sur les Flux à disposition (issus de l’extraction comme du recyclage) qui sont et seront le problème…
Pour les batteries sodium, c’est fort possible que ce soit une solution à l’avenir (la manipulation du sodium est toutefois bien dangereuse…). C’est amusant de vir que des anti-nucléaires mettent le Sodium en avant maintenant après avoir vu cet élément fermement condamné pour son usage dans Superphénix !
Sur l’extractivisme, je vous invite à regarder le lien ci-joint – https://www.youtube.com/watch?v=UmbFaPrXFcE – Conclusion assez logique sur le fait qu’il faudra de plus en plus d’énergie pour extraire de nouvelles ressources dans le futur (densité des minerais oblige…). Sauf sur le fer qui ne devrait poser aucun problème, beaucoup de ressources vont avoir divers types de contre-coups et de chocs dans les années à venir. La France n’étant pas (plus) un état minier (sauf en Nouvelle-Calédonie que je connais un peu), on a du mal à se rendre compte des impacts en cours et à venir (sans compter la Géopolitique !!!).