Tout ce que vous devez savoir sur le rôle de l'hydrogène en tant que futur carburant

L’énergieDurabilité

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18 mars 2021

by
Michel Noussan Jetée Paolo Raimondi Rossana Scita Manfred Hafner

Fondazione Eni Enrico Mattei, Corso Magenta 63, 20123 Milan, Italie


 

Abstrait

L'hydrogène bénéficie actuellement d'une dynamique renouvelée et généralisée dans de nombreuses stratégies climatiques nationales et internationales. Cet article de synthèse se concentre sur l'analyse des défis et des opportunités liés à l'hydrogène vert et bleu, qui sont à la base de différentes perspectives d'une société potentielle de l'hydrogène. Alors que de nombreux gouvernements et entreprises privées investissent des ressources importantes dans le développement des technologies de l'hydrogène, il reste encore un grand nombre de problèmes non résolus, y compris des défis techniques, des implications économiques et géopolitiques.

 

La chaîne d'approvisionnement en hydrogène comprend un grand nombre d'étapes, entraînant des pertes d'énergie supplémentaires, et bien que l'accent soit mis sur les coûts de production d'hydrogène, son transport et son stockage ne doivent pas être négligés. Une économie de l'hydrogène à faible émission de carbone offre des opportunités prometteuses non seulement pour lutter contre le changement climatique, mais aussi pour renforcer la sécurité énergétique et développer les industries locales dans de nombreux pays. Cependant, pour faire face aux énormes défis d'une transition vers un système énergétique zéro carbone, toutes les technologies disponibles devraient être autorisées à contribuer sur la base d'indicateurs mesurables, qui nécessitent un consensus international fort basé sur des normes et des objectifs transparents.

 

1. Introduction

Les systèmes énergétiques sont confrontés à une transition vers des technologies permettant de diminuer les émissions de gaz à effet de serre (GES), pour faire face à l'énorme défi du changement climatique. L'hydrogène est de plus en plus considéré comme un acteur potentiel des stratégies nationales et internationales, à appliquer à différents secteurs de l'industrie aux transports. Des stratégies et des feuilles de route dédiées à l'hydrogène sont en cours d'élaboration par les principales économies mondiales, notamment le Japon [1], l'Allemagne [2], l'Australie [3] et l'Union européenne [4]. Les projets de recherche et les applications industrielles portent sur différents composants de la voie de l'hydrogène, qui comprennent la production, le transport, le stockage, la distribution et les utilisations finales.

 

L'hydrogène est déjà un produit utilisé comme matière première dans différentes applications industrielles, allant des raffineries à la production d'ammoniac et de méthanol. La demande mondiale d'hydrogène pur est passée de moins de 20 Mt en 1975 à plus de 70 Mt en 2018 [5]. Pourtant, la demande actuelle d'hydrogène est principalement alimentée par les combustibles fossiles, y compris le gaz naturel, le pétrole et le charbon, puisqu'ils représentent aujourd'hui la voie la moins chère, avec des coûts de l'hydrogène allant de 1 à 3 USD par kg [6].

 

Cependant, l'hydrogène a également été proposé comme vecteur d'énergie potentiel pour soutenir un déploiement plus large d'énergie à faible émission de carbone, principalement produite à partir de sources d'énergie renouvelables (SER). Différentes vagues d'enthousiasme ont soutenu le discours sur l'hydrogène propre à faible coût à la base d'une alternative aux combustibles fossiles, exploitant principalement les applications des piles à combustible dans le secteur des transports. Auparavant, trois moments différents ont vu un intérêt scientifique et industriel pour le potentiel des technologies de l'hydrogène [5]. La première fois s'est produite pendant les crises pétrolières des années 1970, alors que le monde cherchait des solutions alternatives pour faire face aux pénuries de pétrole potentielles et s'attaquer aux problèmes environnementaux tels que la pollution locale et les pluies acides.

 

Des programmes de recherche et des activités sur l'hydrogène ont été mis en œuvre, mais ils n'ont pas eu d'effets significatifs car, en raison de nouvelles découvertes de pétrole, les prix du pétrole ont finalement baissé et la peur des pénuries a disparu. Les deux autres vagues d'enthousiasme se sont produites dans les années 1990 et dans les années 2000 [7], avec des inquiétudes croissantes liées aux problèmes de changement climatique et aux scénarios de pic pétrolier. Là encore, les bas prix du pétrole ont limité la diffusion des technologies de l'hydrogène, tout comme la crise économique et financière de la fin des années 2000.

 

Aujourd'hui, un consensus croissant se construit à nouveau sur le potentiel de l'hydrogène, principalement en raison d'un programme climatique plus fort avec des objectifs ambitieux. L'hydrogène propre fait partie d'un groupe de technologies qui doivent être déployées dans les utilisations finales pour assurer une transition vers des sources d'énergie respectueuses du climat [8]. Les technologies de l'hydrogène sont également considérées comme une opportunité de développer des filières industrielles nationales, dans une perspective de reprise après la pandémie COVID-19.

 

Les technologies de production d'hydrogène sont de plus en plus codifiées en se référant à un schéma basé sur différentes couleurs [9, 10]. Les principales couleurs envisagées sont les suivantes:

Hydrogène gris (ou marron / noir), produit par des combustibles fossiles (principalement du gaz naturel et du charbon), et provoquant l'émission de dioxyde de carbone dans le processus;

Hydrogène bleu, grâce à la combinaison de l'hydrogène gris et du captage et stockage du carbone (CSC), pour éviter la plupart des émissions de GES du procédé;

Hydrogène turquoise, via la pyrolyse d'un combustible fossile, où le sous-produit est du carbone solide;

Hydrogène vert, lorsqu'ils sont produits par des électrolyseurs alimentés par de l'électricité renouvelable (et dans certains cas par d'autres voies basées sur la bioénergie, telles que le reformage du biométhane ou la gazéification de la biomasse solide);

Hydrogène jaune (ou violet), lorsqu'ils sont produits par des électrolyseurs alimentés en électricité par des centrales nucléaires.

 

En plus de ces couleurs, différentes nomenclatures sont souvent utilisées pour désigner des groupes de voies de l'hydrogène, notamment «l'hydrogène propre», «l'hydrogène à faible teneur en carbone», «l'hydrogène renouvelable». Ces définitions peuvent parfois prêter à confusion car il n'y a pas de norme unique pour fournir une référence commune. Dans cet article, le terme hydrogène à faible teneur en carbone comprend l'hydrogène vert, bleu, turquoise et jaune. Cependant, il est important de se rappeler qu'au sein même de chaque «couleur», il peut y avoir une variabilité significative de l'intensité en carbone, en raison d'un grand nombre de paramètres. Dans certains cas, l'hydrogène peut même être négatif en carbone, comme avec les voies qui impliquent la bioénergie et le CSC ensemble.

 

Un schéma des principales voies différentes est présenté dans la figure 1. Des voies supplémentaires existent, mais elles sont encore au stade de la recherche et n'ont pas été incluses.

 

Figure 1. Différentes méthodes de production d'hydrogène divisées par couleur. SMR: reformage du méthane à la vapeur, ATR: reformage thermique automatique, CCS: capture et séquestration du carbone.

Différentes méthodes de production d'hydrogène
Différentes méthodes de production d'hydrogène divisées par couleur. SMR: reformage du méthane à la vapeur, ATR: reformage thermique automatique, CCS: capture et séquestration du carbone.

 

Bien que chaque voie technologique présente des opportunités et des limites, il est important de se rappeler que le choix d'une solution spécifique est souvent lié à des aspects supplémentaires, y compris des choix géopolitiques basés sur des stratégies nationales motivées par la disponibilité des ressources, les préoccupations de sécurité énergétique ou le soutien aux secteurs industriels spécifiques [11]. De plus, le commerce transfrontalier de l'hydrogène, en raison de la nécessité d'une très forte décarbonisation des systèmes énergétiques au cours des prochaines décennies, peut devenir un changeur de jeu potentiel dans la géopolitique énergétique mondiale [12].

 

Le développement généralisé et efficace de l'hydrogène vert nécessite une quantité notable d'électricité renouvelable, ce qui peut être un problème à court terme puisque les SER sont déjà nécessaires pour décarboner la demande d'électricité existante. Pour cette raison, l'hydrogène bleu peut représenter une option utile à court et moyen terme, en aidant à ouvrir la voie à l'hydrogène vert à un stade ultérieur [13].

 

Cet article de synthèse présente les principaux aspects liés à l'évolution potentielle des technologies à base d'hydrogène dans les décennies à venir. Cet article se concentre sur les voies vertes et bleues de l'hydrogène, qui sont les deux approches qui sont principalement envisagées par les pays du monde pour soutenir une économie de l'hydrogène à faible émission de carbone. Le travail analyse les défis et opportunités technologiques, qui seront parmi les principaux moteurs des coûts de l'hydrogène, les développements en cours dans le monde, ainsi que les conséquences sur la géopolitique. L'objectif est de présenter une description impartiale des différentes perspectives qui existent dans le monde, ainsi que de donner une image de la complexité de la chaîne d'approvisionnement qui doit être développée.

 

Le document est organisé comme suit: la section 2 décrit les principaux aspects technologiques liés à l'hydrogène, y compris les technologies de production, de distribution et de stockage, ainsi que les applications potentielles de l'hydrogène dans différents secteurs finaux, y compris l'industrie et les transports. , les bâtiments et la production d'électricité. La section 3 se concentre sur la dimension géopolitique de l'hydrogène, avec une discussion et une comparaison des différentes stratégies nationales, le rôle potentiel des entreprises privées ainsi que des accords entre pays. Enfin, la section 4 présente une discussion critique sur les principaux sujets abordés, ainsi que quelques recommandations politiques pour soutenir l'utilisation durable et efficace de l'hydrogène dans le contexte de la transition énergétique.

 

2. Aspects technologiques

Divers défis technologiques doivent être relevés tout au long de la chaîne d'approvisionnement en hydrogène longue et complexe, qui est généralement affectée par une efficacité relativement faible entraînant des coûts élevés pour les utilisateurs finaux. Bien qu'une grande attention soit généralement accordée à la production d'hydrogène, que ce soit par des voies vertes ou bleues, les équipements de stockage, de transport et d'utilisation finale peuvent également entraîner des coûts et des barrières supplémentaires. Cette section présente les principaux aspects qui sont en jeu tout au long de la chaîne d'approvisionnement, en discutant de la situation actuelle et de l'évolution future potentielle.

 

2.1. Production d'hydrogène

Bien que l'hydrogène soit le troisième élément chimique le plus abondant à la surface de la Terre, après l'oxygène et le silicium, il n'est pas disponible sous sa forme pure et ne peut donc pas être considéré comme une source d'énergie. À l'inverse, l'hydrogène est un vecteur d'énergie qui devrait être produit à partir d'autres sources. Bien que la production d'hydrogène à partir de l'eau par électrolyse remonte au 19ème siècle, la demande actuelle en hydrogène est principalement satisfaite par d'autres procédés basés sur les combustibles fossiles (gaz naturel, charbon et pétrole), y compris le reformage du méthane à la vapeur (SMR), le reformage thermique automatique (ATR). ), oxydation partielle et gazéification du charbon. Ces processus sont généralement appelés voies de l'hydrogène gris. Lorsqu'ils sont couplés au CSC, ils peuvent être transformés en solutions à faible teneur en carbone, et ils sont appelés voies bleues de l'hydrogène.

 

Production d'hydrogène
Plus de 98% de l'hydrogène mondial est actuellement produit à partir de combustibles fossiles, 70 millions de tonnes de production d'hydrogène chaque année et il est également le 6e plus grand émetteur de CO2 devant toute l'Allemagne, le coût de production de l'hydrogène vert a chuté de 40% depuis 2015 et devrait baisser encore de 40% jusqu'en 2025

 

À l'inverse, la production d'hydrogène à partir de l'électrolyse de l'eau, qui a été abandonnée en raison de coûts plus élevés, peut être couplée à la production d'électricité à partir des SER pour produire de l'hydrogène vert. Alors que les coûts actuels restent plus élevés que les solutions à base fossile, les courbes d'apprentissage attendues pour la production d'électricité SER et les électrolyseurs pourraient en faire une solution viable dans les prochaines décennies.

 

Une estimation des tendances futures des coûts de l'hydrogène vert et bleu est présentée à la figure 2, sur la base d'estimations tirées des données BNEF [14]. La figure rend compte des coûts à la fois en termes de masse d'hydrogène, sur l'axe de gauche, ainsi qu'en termes de contenu énergétique, compte tenu du plus faible pouvoir calorifique de l'hydrogène (120 MJ par kg, soit 33.3 kWh par kg). Les coûts de l'hydrogène renouvelable sont basés sur de grands projets avec des projections optimistes des dépenses en capital. L'hydrogène bleu est basé sur des prix du gaz naturel de 1.1 à 10.3 USD / MMBtu et des prix du charbon de 40 à 116 USD / t. L'incertitude des fourchettes de coûts futurs est liée à de multiples aspects.

 

Figure 2. Estimation des coûts futurs de l'hydrogène pour différentes filières. Chiffres énergétiques basés sur le pouvoir calorifique inférieur de l'hydrogène (LHV). Élaboration des auteurs sur les données BNEF, 2020 [14].

Estimation des futurs coûts de production d'hydrogène pour différentes filières
Estimation des futurs coûts de production d'hydrogène pour différentes filières. Chiffres énergétiques basés sur le pouvoir calorifique inférieur de l'hydrogène (LHV). Élaboration des auteurs sur les données BNEF, 2020

 

D'autres études rapportent des valeurs comparables et des estimations futures. L'Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA) estime un coût actualisé de l'hydrogène d'ici 2050 aussi bas que 0.95 USD par kg lorsqu'il est produit à partir d'électricité éolienne, et aussi bas que 1.2 USD par kg lorsqu'il est basé sur l'électricité solaire [8]. Des détails supplémentaires sur ces voies sont traités dans les sections 2.1.1 et 2.1.2.

 

Outre les voies vertes et bleues de l'hydrogène, il est important de noter que d'autres options peuvent être envisagées, en particulier dans des pays ou des régions spécifiques. La production d'hydrogène à partir d'électricité nucléaire [15, 16] est rarement mentionnée dans les stratégies européennes, mais elle peut devenir une alternative viable dans différentes régions du monde, comme la Chine [17] et la Russie [18]. D'autres solutions pour l'hydrogène renouvelable peuvent être basées sur la gazéification de la biomasse ou le SMR basé sur le biogaz, bien que ces solutions puissent être plus difficiles à mettre à l'échelle que l'électrolyse.

 

2.1.1. Production d'hydrogène vert

La filière de production d'hydrogène vert est définie comme la combinaison de la production d'électricité à partir de sources renouvelables et de l'électrolyse de l'eau. En fournissant de l'électricité et de l'eau pure à un électrolyseur, des flux de sortie d'hydrogène et d'oxygène sont produits.

 

Méthodes de production d'hydrogène marron / noir, gris et vert
Méthodes de production d'hydrogène marron / noir, gris et vert. La filière de production d'hydrogène vert est définie comme la combinaison de la production d'électricité à partir de sources renouvelables et de l'électrolyse de l'eau. En fournissant de l'électricité et de l'eau pure à un électrolyseur, des flux de sortie d'hydrogène et d'oxygène sont produits.

 

Différentes technologies sont disponibles pour l'électrolyse de l'eau. Les électrolyseurs alcalins représentent l'état de l'art, et les technologies de membrane échangeuse de protons (PEM) sont dans une phase de démonstration, tandis que les électrolyseurs à oxyde solide sont toujours dans un pipeline de R&D [19]. Les électrolyseurs PEM peuvent offrir une gamme d'avantages pour une consommation d'énergie comparable, notamment des pressions de sortie plus élevées, une meilleure plage de charge partielle et un démarrage et des variations de charge plus rapides [20]. Compte tenu du déploiement mondial d'électrolyseurs, les ajouts de capacité annuels ont atteint 25 MW en 2019, mais les projets annoncés se développent rapidement et atteindront 1.5 GW de nouvelle capacité en 2023, le plus grand projet ne représentant que 540 MW [21].

 

Les solutions industrielles actuelles présentent une gamme de consommation électrique en fonction de la taille et du type d'électrolyseur, ainsi que de la pression de sortie considérée. L'efficacité moyenne de l'électrolyse, définie comme le rapport entre la teneur en énergie de l'hydrogène (mesurée en tant que pouvoir calorifique supérieur) et la consommation électrique d'électrolyse, est comprise entre 65% et 70% (en considérant des pressions de sortie de 10 à 30 bar) [22].

 

Énergie hydrogène verte
L'hydrogène vert est le nouveau mot à la mode de nos jours. Beaucoup l'appellent «l'avenir du carburant». La densité énergétique de l'hydrogène est 2.5 fois supérieure à celle du gaz et environ 100 fois la batterie la plus efficace.

 

Un problème supplémentaire lié à l'électrolyse est la consommation d'eau. La consommation d'eau pure est généralement de l'ordre de 10 à 15 L par kg d'hydrogène produit [23], et l'eau d'entrée doit être désionisée. En l'absence de sources d'eau douce, les options comprennent le dessalement de l'eau de mer ou la récupération des eaux usées. Différentes technologies sont déjà déployées commercialement pour le dessalement de l'eau de mer, et elles pourraient être couplées à l'électrolyse avec une augmentation très limitée de la consommation d'énergie [24].

 

Cependant, la disponibilité de l'eau dans les sites non maritimes peut devenir un problème sérieux dans de nombreuses régions du monde, en particulier en raison du fait que la pénurie d'eau est une préoccupation sérieuse qui s'aggravera encore en raison du changement climatique. Cet aspect peut devenir un obstacle critique à la réussite des projets d'hydrogène vert dans les zones à fort potentiel solaire, comme les déserts.

 

Le coût de production de l'hydrogène vert est généralement considéré entre 2.5 et 4.5 USD par kg [14], bien que d'autres sources estiment des valeurs plus élevées. Les deux composantes les plus importantes du coût sont le coût d'investissement de l'électrolyseur et le coût de l'électricité, qui représente environ 90% des coûts OPEX. Les coûts CAPEX actuels des électrolyseurs alcalins sont d'environ 750 EUR / kW (environ 900 USD / kW), et ils devraient baisser à environ 500 EUR / kW (environ 600 USD / kW) d'ici 2025 [20]. Les experts estiment qu'environ 80% du coût est imputable à OPEX (si l'on considère 4000 heures de fonctionnement par an), le coût de l'électricité est donc un facteur crucial du coût de l'hydrogène vert.

 

Comparaison des coûts de production d'hydrogène
Le coût de production actuel de l'hydrogène vert est assez élevé par rapport au gris / noir et bleu.

 

Cependant, un compromis existe entre le prix de l'électricité et les heures de fonctionnement annuelles. Les modèles économiques basés sur l'exploitation des réductions d'électricité dans les réseaux électriques peuvent bénéficier de prix de l'électricité nuls, voire négatifs, mais pour un nombre d'heures très limité, avec un poids de CAPEX insoutenable. De plus, Cloete et al. [25] Les résultats suggèrent que, selon l'emplacement des électrolyseurs, des dépenses en capital plus importantes peuvent également être nécessaires pour les pipelines d'hydrogène et les infrastructures de stockage (pour gérer la production intermittente d'hydrogène) ainsi que pour les réseaux de transport d'électricité (pour transmettre le surplus d'électricité aux électrolyseurs). Des contraintes potentielles supplémentaires liées à la configuration actuelle des systèmes électriques sont rapportées par d'autres chercheurs [26].

 

À l'inverse, exploiter un électrolyseur sur réseau électrique signifie payer des taxes et des prélèvements supplémentaires, en plus de la nécessité d'acheter des certificats verts pour garantir l'utilisation de l'électricité renouvelable. La meilleure solution semble intégrer la production d'hydrogène à des centrales solaires ou éoliennes dédiées, qui peuvent atteindre des facteurs de charge annuels acceptables dans des sites sélectionnés. Dans ce cas, des courbes d'apprentissage favorables à la fois pour la production d'énergie à partir des SER et des électrolyseurs, également tirées par une fabrication haut de gamme, peuvent entraîner des réductions de coûts significatives.

 

La BNEF estime les prix de l'hydrogène vert à 1–2.6 USD d'ici 2030 et 0.8–1.6 USD d'ici 2050 [14]. Cependant, d'autres études montrent que dans certains contextes, la production d'hydrogène vert peut être déjà compétitive aujourd'hui par rapport à la production traditionnelle via les combustibles fossiles [27]. Certains chercheurs proposent également de combiner l'énergie solaire et éolienne pour obtenir des prix de production inférieurs [28].

 

L'hydrogène vert et l'avenir possible de l'énergie
L'ammoniac vert fabriqué à partir d'hydrogène vert est en cours de test pour remplacer les combustibles fossiles dans les centrales thermiques existantes

 

Il est important de se rappeler que ces coûts ne prennent en compte que la production d'hydrogène. Il y a des coûts supplémentaires liés au transport, au stockage et à la distribution. Comme indiqué ci-dessous, dans certains cas, ces coûts peuvent atteindre même la moitié du coût final pour les utilisateurs.

 

2.1.2. Production d'hydrogène bleu

La production d'hydrogène bleu est basée sur l'idée que les procédés actuels utilisés pour produire de l'hydrogène à partir de combustibles fossiles pourraient être couplés aux technologies CSC pour réduire la plupart de leurs émissions de GES. Bien que cette approche semble moins coûteuse que le passage à l'hydrogène vert, il est important de se rappeler que la mise en œuvre du CSC peut impliquer des barrières techniques, en plus des problèmes liés à l'acceptabilité sociale. Les voies bleues de l'hydrogène ont actuellement des niveaux de maturité technologique (TRL) compris entre 7 (gazéification du charbon + CCS) et 8 (SMR + CCS) [29].

 

Il ne semble pas y avoir de définition standard du taux de capture du CO2 nécessaire pour déplacer la définition de l'hydrogène gris au bleu. La plupart des études citent des taux de captage maximaux compris entre 70% et 95%, selon la technologie et les étapes dans lesquelles le captage du CO2 est appliqué [9]. Lorsque l'on considère l'hydrogène bleu à base de gaz naturel, il est important de se souvenir de l'impact supplémentaire qui est causé par les fuites de méthane dans les phases amont. Bien que difficile à quantifier avec précision, cet aspect est souvent négligé dans les études de recherche.

 

Un seuil de référence pour définir l'hydrogène à faible teneur en carbone (c'est-à-dire l'hydrogène bleu) a été proposé par le groupe de pilotage CertifHy en 2019 (un projet développé pour atteindre une définition commune à l'échelle européenne de l'hydrogène vert et à faible teneur en carbone), en considérant un 60 % de réduction des émissions de GES par rapport à un processus de référence basé sur le SMR [30]. Ce seuil a été fixé à 36.4 gCO2e / MJ (131 gCO2e / kWh), à partir d'une valeur de référence de 91 gCO2e / MJ d'hydrogène (328 gCO2e / kWh).

 

Les filières de production d'hydrogène bleu ont l'avantage de s'appuyer sur l'expérience industrielle existante de l'hydrogène gris et, dans certains cas, la modernisation des usines existantes pourrait être réalisée en ajoutant des systèmes CSC. Cependant, des conditions spécifiques doivent être remplies pour garantir un stockage efficace et durable du CO2. Souvent, une infrastructure supplémentaire peut être nécessaire pour connecter l'installation de production au site de stockage, qui peut ne pas être disponible sur place. Une infrastructure dédiée au CO2 peut augmenter considérablement le coût total, un aspect difficile à généraliser car il dépend de chaque usine. De plus, le fonctionnement d'un système CSC peut diminuer l'efficacité énergétique d'un procédé SMR de 5% à 14% [29].

 

Pour les filières de production d'hydrogène bleu également, la consommation d'eau est un aspect souvent négligé. Alors que la consommation d'eau est souvent associée au processus d'électrolyse, les voies bleues de l'hydrogène consomment également une quantité importante d'eau, et dans certains cas même plus. Lorsque l'on compare l'eau incorporée après un inventaire du cycle de vie, les résultats montrent que la consommation d'eau par kg de H2 peut atteindre 24 L pour le SMR et 38 L pour la gazéification du charbon [23].

 

Enfin, une voie supplémentaire qui est parfois appelée hydrogène turquoise, et qui est toujours à un TRL de 3–5 [23], est la pyrolyse du méthane. Différentes solutions technologiques sont actuellement en cours de développement, dans plusieurs endroits dans le monde, notamment en Australie, en Allemagne et en France [31]. Dans le processus, le gaz naturel est utilisé comme matière première, tandis que la consommation d'énergie proviendrait de l'électricité, vraisemblablement de sources à faible émission de carbone. Le méthane est divisé à haute température en hydrogène et en carbone solide (également appelé noir de carbone), qui seraient plus faciles à stocker et à gérer que le CO2 gazeux.

 

De plus, le carbone solide peut avoir des usages industriels et donc être considéré comme une ressource plutôt que comme un sous-produit. Le marché industriel actuel du noir de carbone, y compris les applications dans la production de pneus et les encres pour imprimantes, pourrait supporter jusqu'à 5 Mt par an d'hydrogène bleu, soit environ 7% du marché mondial actuel de l'hydrogène pur [31].

 

2.2. Transport et stockage d'hydrogène

Le transport de l'hydrogène est un aspect crucial de la durabilité de la chaîne d'approvisionnement, tant du point de vue environnemental qu'économique. Le transport de l'hydrogène pourrait nécessiter une consommation d'énergie importante, soit pour le comprimer, soit pour le liquéfier, soit pour le convertir en un autre produit chimique plus facile à manipuler, comme l'ammoniac ou d'autres vecteurs d'hydrogène organique liquide (LOHC). Une autre option, bien que principalement dans les premiers stades de développement, est la possibilité de mélanger de l'hydrogène dans les réseaux de gaz naturel existants.

 

Un autre aspect de la chaîne d'approvisionnement en hydrogène est son stockage, qui est nécessaire à différents niveaux, et doit être correctement traité pour respecter les procédures de sécurité et minimiser la consommation et les pertes d'énergie.

 

2.2.1. Mélange d'hydrogène dans les réseaux de gaz naturel

Une option potentielle pour augmenter progressivement les voies de l'hydrogène est l'intégration des réseaux de gaz naturel existants. Cela est proposé dans différents pays européens [32, 33, 34] pour exploiter les actifs existants et commencer à réduire l'intensité en carbone du gaz naturel en utilisant de l'hydrogène propre. Cependant, une telle stratégie a la forte limitation de ne pas exploiter pleinement la valeur plus élevée associée à l'hydrogène pur, en le mélangeant avec du gaz naturel à utiliser dans les processus de combustion. Ainsi, sa durabilité économique peut être difficile à prouver, même en tenant compte des avantages environnementaux.

 

Lorsqu'on considère le mélange d'hydrogène dans les réseaux de gaz naturel, il est important de souligner le fait que les ratios de mélange habituels sont exprimés en parts volumétriques. Cependant, l'hydrogène a une densité d'énergie volumétrique qui est environ un tiers de celle du méthane. Ainsi, lorsqu'on considère un mélange de gaz en tenant compte de la part d'énergie, c'est-à-dire en considérant la part du pouvoir calorifique de l'hydrogène, la part d'hydrogène est beaucoup plus faible, tout comme les économies potentielles d'émissions de CO2 qui lui sont associées. A titre de référence, les rapports volumétriques de mélange d'hydrogène couramment considérés de 10% et 20% correspondent à des rapports énergétiques de 3.5% et 7.6% respectivement. Une représentation de la variation des émissions de CO2 avec différents taux de mélange est représentée sur la figure 3, comparant l'hydrogène vert et l'hydrogène bleu avec un taux de capture de 90%.

 

Figure 3. Économies potentielles de CO2 pour différents ratios de mélange volumétrique de H2 dans le réseau de gaz naturel (compte tenu du méthane pur).

Réduction des émissions de CO2 par rapport au mélange volumétrique H2
Économies potentielles de CO2 pour différents ratios de mélange volumétrique H2 dans le réseau de gaz naturel (compte tenu du méthane pur)

 

Les réductions d'émissions sont calculées en comparant le facteur d'émission du mélange méthane-hydrogène avec les émissions de gaz naturel. Le graphique est basé sur des émissions de gaz naturel de 200 g / kWh et des émissions d'hydrogène bleu de 32.8 g / kWh, basées sur l'hypothèse de 90% de CSC. Ainsi, une substitution complète du gaz naturel par de l'hydrogène pourrait conduire à 100% de réduction des émissions lorsque l'hydrogène vert est utilisé, et 84% lorsque l'hydrogène bleu est utilisé (ce qui est inférieur à 90% en raison de l'efficacité de conversion du gaz naturel en hydrogène bleu) . Les émissions de méthane en amont du gaz naturel et de l'hydrogène bleu ne sont pas prises en compte dans ce graphique.

 

Bien que cet aspect puisse sembler un détail technique, il est important de se rappeler que les ratios de mélange qui sont habituellement discutés ne représentent pas les économies d'émissions correspondantes et que leur rôle potentiel peut souvent être surestimé.

 

Une conversion de la chaîne d'approvisionnement actuelle en gaz naturel pour accepter des parts élevées d'hydrogène nécessiterait la mise à niveau d'un grand nombre de composants, y compris les réseaux de transport et de distribution, les compteurs de gaz, les compresseurs, ainsi que les utilisateurs finaux.

 

Des études de recherche soulignent que la conversion des réseaux existants en réseaux d'hydrogène pourrait entraîner des avantages économiques importants par rapport à l'installation de nouveaux pipelines [35]. Cependant, en plus de la nécessité d'adapter les matériaux pour faire face aux problèmes liés à la corrosion et à la fragilisation par l'hydrogène [36], il est important de noter que compte tenu de la densité d'énergie plus faible de l'hydrogène par rapport au méthane, les dimensions actuelles des pipelines ne pourront pour gérer la même demande d'énergie qui est actuellement fournie par le gaz naturel. Ainsi, la demande énergétique actuelle devrait être soit diminuée grâce à des mesures d'efficacité énergétique, soit en partie fournie par d'autres options, telles que l'électrification.

 

2.2.2. Transport longue distance

L'hydrogène est de plus en plus considéré comme un vecteur d'énergie potentiel à échanger à l'échelle mondiale, à l'instar de la logistique actuelle du gaz naturel liquéfié (GNL). Comme discuté plus en détail dans les sections suivantes, de nombreuses stratégies et feuilles de route internationales sont basées sur l'idée de produire de l'hydrogène dans des régions favorables (par exemple, avec l'abondance de sources renouvelables à faible coût) et de l'expédier vers des pays à forte demande sa génération.

 

L'option la moins chère pour transporter l'hydrogène sur des distances moyennes est souvent par pipeline, et il existe déjà des réseaux d'hydrogène qui desservent des installations industrielles dans différents pays. Cependant, comme les coûts de transport par pipeline augmentent linéairement avec la distance, le transport par bateau sur de très longues distances devient moins coûteux (en plus d'autres avantages liés à la flexibilité, etc.). Quant au gaz naturel, la durabilité économique des pipelines est améliorée par des volumes élevés et un approvisionnement continu sur plusieurs années. Cela entraîne la nécessité d'une planification à long terme et d'une flexibilité réduite.

 

En revanche, le transport maritime offre une plus grande flexibilité, grâce à la possibilité pour un seul exportateur d'approvisionner plusieurs pays, à condition qu'ils disposent des infrastructures adéquates. Cet aspect a favorisé l'essor du GNL ces dernières années, et une logique similaire pourrait s'appliquer à l'hydrogène à l'avenir. Différentes études comparent les alternatives disponibles pour le transport maritime d'hydrogène [37], en tenant compte des aspects environnementaux et économiques. Certaines études présentent des évaluations détaillées axées sur des itinéraires spécifiques, notamment la Norvège vers l'Europe ou le Japon [38], l'Australie vers le Japon et la Corée [39], le Chili-Japon [40] et l'Argentine-Japon [41]. Le transport de l'hydrogène dans les navires nécessite la densité d'énergie la plus élevée possible par unité de volume, pour éviter des coûts excessifs. L'hydrogène ne pouvant être transporté à bord des navires sous ses formes gazeuses, d'autres solutions sont envisagées.

 

Les options en cours d'évaluation pour le transport d'hydrogène sur de longues distances comprennent l'hydrogène liquide, l'ammoniac ou le LOHC. Les LOHC sont des composés organiques qui peuvent absorber et libérer de l'hydrogène au moyen de réactions chimiques. L'hydrogène liquide implique une consommation d'énergie élevée pour la liquéfaction et le maintien à des températures cryogéniques. Au contraire, la transformation en d'autres produits chimiques, tels que l'ammoniac, ou le stockage dans les LOHC, nécessite des processus supplémentaires associés à une consommation d'énergie supplémentaire. Ces composés, qui peuvent être stockés plus facilement que l'hydrogène liquide, peuvent présenter un avantage sur de très longues distances.

 

La comparaison des moyens de transport maritime alternatifs dans la littérature disponible montre une forte dépendance vis-à-vis des volumes et des distances d'approvisionnement. Bien que les tendances futures puissent être encourageantes, il est important de souligner qu'il n'existe actuellement aucune option commerciale pour le transport international longue distance d'hydrogène liquide. Certains projets de démonstration sont en cours de développement, comme entre l'Australie et le Japon, et ils seront testés dans les années à venir.

 

Au contraire, l'ammoniac est déjà une marchandise actuellement produite et expédiée à l'échelle mondiale, bien qu'à partir de combustibles fossiles [42]. Ainsi, le choix de l'ammoniac par rapport à l'hydrogène liquide pourrait tirer parti des technologies et des normes existantes et éprouvées tout au long de la chaîne d'approvisionnement. Pourtant, la production d'ammoniac implique toujours une consommation d'énergie supplémentaire, et lorsque les utilisateurs finaux ont besoin d'hydrogène pur, une étape de conversion supplémentaire est nécessaire. Des technologies spécifiques, telles que les piles à combustible à membrane perméable, sont sensibles à l'empoisonnement à l'ammoniac et nécessitent des niveaux très élevés de pureté de l'hydrogène [43].

 

L'économie du transport intercontinental de navires à hydrogène devra faire face à des densités d'énergie volumétriques inférieures à celles du transport actuel de combustibles fossiles. Les pétroliers, qui sont dans certains cas les plus gros navires en activité, peuvent transporter environ 10.3 MWh de brut par mètre cube de volume. Le transport de GNL nécessite plus d'espace pour le même contenu énergétique puisque le GNL a une densité d'énergie de 6.2 MWh par mètre cube. Ce chiffre est encore pire pour l'hydrogène liquide et l'ammoniac, qui ont des densités énergétiques de 2.4 et 3.2 MWh par mètre cube respectivement.

 

De plus, l'hydrogène liquide devra être maintenu à des températures très basses (c'est-à-dire autour de 20K). Cela nécessitera une isolation de très haute qualité, et les pertes d'énergie lors d'un long voyage peuvent être importantes (comme expliqué plus en détail dans la section 2.2.4). Des options d'atténuation sont disponibles, y compris l'utilisation d'hydrogène évaporé pour alimenter les systèmes électriques à bord, et des recherches sont en cours sur la possibilité de les appliquer sur de grands navires, bien que l'élimination correcte de l'hydrogène évaporé devrait être assurée pour éviter tout problème de sécurité.

 

2.2.3. Distribution d'hydrogène

En plus du transport longue distance, l'hydrogène devra également être fourni aux utilisateurs finaux. Les options disponibles incluent le transport de H2 gazeux par pipeline ou de l'hydrogène liquide ou comprimé via des camions. Des études bibliographiques axées sur des pays spécifiques, comme l'Allemagne [44] ou la France [45], soulignent que le choix de la meilleure solution pour l'approvisionnement en hydrogène des utilisateurs finals dépend de plusieurs facteurs. Lorsqu'on considère l'utilisation de l'hydrogène pour le transport [44], un paramètre critique est la densité des stations de ravitaillement: dans le cas d'une forte densité d'usines, l'avantage économique de déployer des canalisations de distribution devient évident. À l'inverse, dans les zones où la demande est plus faible ou moins régulière, les remorques à gaz comprimé sont la meilleure option.

 

Lorsqu'on considère les camions à gaz, le niveau de pression est un paramètre supplémentaire qui peut affecter de manière significative le coût final de l'hydrogène [46]. Lorsque l'on considère différents niveaux de pression allant de 250 à 540 bars, la solution optimale dépend à la fois de la distance et des volumes, car les coûts de transport, de stockage et de compression représentent différentes parts du coût final. L'approvisionnement en hydrogène sur de longues distances et de gros volumes repose sur des camions à haute pression, tandis que sur des distances inférieures à 200 km, les camions stockant de l'hydrogène à des pressions plus faibles affichent une meilleure performance économique.

 

Le choix de la meilleure solution pour chaque zone sera également lié à la localisation des installations de production d'hydrogène. Lorsqu'on considère l'hydrogène vert, la stratégie optimale de localisation et de taille des électrolyseurs dépendra de la disponibilité d'électricité renouvelable, mais aussi d'un compromis entre le transport d'électricité via les réseaux électriques et le transport de l'hydrogène via des pipelines ou des camions. Une perspective systémique englobant les deux vecteurs d'énergie sera nécessaire pour choisir les solutions optimales.

 

2.2.4. Espace de rangement

Le stockage de l'hydrogène doit être assuré à différents niveaux de la chaîne d'approvisionnement, et les technologies et solutions dépendent de la forme physique de l'hydrogène (liquide / gazeux), de son volume, de la durée du stockage et d'autres paramètres opérationnels qui doivent être garantis. Une distinction majeure apparaît entre le stockage de l'hydrogène nécessaire au fonctionnement de sa chaîne d'approvisionnement et le stockage saisonnier important de l'hydrogène pour faire face à la variabilité des centrales électriques SER.

 

Le stockage de l'hydrogène le long de la chaîne d'approvisionnement comprend son stockage dans les terminaux, tels que les ports, dans les stations de ravitaillement, ainsi que sur les différents véhicules qui sont utilisés le long du parcours, y compris les navires, les camions, ainsi que sur les véhicules qui l'utilisent pour la propulsion. .

 

Le stockage d'hydrogène gazeux à haute pression est généralement réalisé dans des cuves de différents matériaux, notamment l'acier, la fibre de verre, la fibre de carbone et les polymères. Il existe actuellement 4 types de navires, selon le type de matériau utilisé, ce qui entraîne des poids, des pressions et des coûts variables. Les pressions de fonctionnement varient de 50 à 100 MPa et, pour une pression donnée, les solutions stationnaires sont généralement conçues en minimisant le prix, tandis que pour les systèmes de stockage embarqués, le poids et le coût sont considérés comme des paramètres de conception [47].

 

Une autre option est de stocker l'hydrogène à l'état liquide, mais cette solution est généralement limitée aux situations dans lesquelles l'hydrogène est déjà disponible sous forme liquide car la liquéfaction ad hoc entraîne une consommation d'énergie importante. La liquéfaction de l'hydrogène dans les grandes installations industrielles consomme généralement 12.5 à 15 kWh d'électricité par kg de H2 [48], ce qui représente une part significative par rapport au pouvoir calorifique inférieur de l'hydrogène de 33.3 kWh par kg. Les améliorations technologiques pourraient réduire la consommation d'électricité de 7.5 à 9 kWh par kg de H2, ce qui représente encore environ un quart du contenu énergétique de l'hydrogène.

 

Le stockage de H2 liquide est généralement affecté par des évaporations de 0.2% à 0.3% par jour. L'évaporation de l'hydrogène, qui est causée par différents phénomènes, entraîne une augmentation de la pression dans le réservoir et doit donc être expulsée pour éviter les problèmes de sécurité. Le stockage de l'hydrogène liquide dans les systèmes de transport, tels que les camions et les navires, présente des niveaux d'évaporation plus élevés, mais l'hydrogène peut être récupéré pour alimenter le véhicule. Différentes solutions ont été proposées pour limiter l'évaporation, notamment l'isolation sous vide, des systèmes de réfrigération supplémentaires ou le refroidissement à l'azote liquide [49].

 

Le stockage de l'hydrogène via d'autres produits chimiques, tels que l'ammoniac et le LOHC, présente des défis moindres en termes de paramètres opérationnels (c'est-à-dire, température et pression), et c'est la principale raison qui justifie les étapes supplémentaires de la chaîne d'approvisionnement et la consommation d'énergie requises par les processus de conversion. . L'ammoniac peut être stocké à l'état liquide à 25 ∘C et à pression modérée (10 bar), en utilisant des réservoirs en acier standard. Le LOHC comprend divers composés et solutions chimiques [50], mais leur caractéristique commune est qu'ils peuvent être stockés et manipulés à l'état liquide à température ambiante.

 

Un stockage à petite et moyenne échelle est nécessaire pour faire fonctionner la chaîne d'approvisionnement en hydrogène. À l'inverse, le stockage saisonnier de l'hydrogène à grande échelle a été proposé comme solution pour optimiser la production d'électricité à partir des SER, en particulier pour ceux qui présentent une variabilité significative de la production au cours de l'année dans certaines régions, comme le solaire [51]. Le stockage saisonnier de l'hydrogène nécessite des capacités de stockage élevées et son fonctionnement implique un faible nombre de cycles sur l'année. Ainsi, sa rentabilité économique est liée à de faibles pertes d'énergie sur une longue durée de stockage et à un faible coût de capacité de stockage [52].

 

Différentes options souterraines existent pour le stockage de l'hydrogène, y compris les cavernes de sel, les aquifères ou les réservoirs de pétrole et de gaz épuisés. Actuellement, l'hydrogène pur est stocké dans quatre endroits dans le monde, aux États-Unis et au Royaume-Uni, tous basés sur des cavernes salines [53]. Des études documentaires ont évalué le potentiel de stockage pour différentes régions, notamment l'Europe [54, 55], la Chine [56] et le Canada [57].

 

Une option supplémentaire pour le stockage de l'hydrogène, qui rencontre un grand intérêt dans plusieurs initiatives de recherche [58], est la possibilité d'exploiter une gamme de matériaux adsorbants pour diminuer la pression de stockage de l'hydrogène gazeux. Les matériaux de stockage d'hydrogène à l'état solide sont généralement regroupés en deux classes: les hydrures métalliques, qui stockent l'hydrogène via la formation de liaisons chimiques, et les matériaux poreux, qui impliquent l'adsorption physique d'hydrogène [59]. L'objectif principal de la recherche est de minimiser davantage le poids de ces matériaux, de concurrencer le stockage d'hydrogène gazeux.

 

Les applications actuelles sont encore limitées à des cas spécifiques pour lesquels le poids n'est pas un paramètre critique, comme le stockage stationnaire [60] ou les chariots élévateurs [61]. Des recherches plus poussées étudient la possibilité de nano-dimensionner différents matériaux, dans le but de contrôler la force de liaison de l'hydrogène, évitant ainsi des températures et des pressions élevées [59].

 

2.3. Demande d'hydrogène

Bien que l'accent soit principalement mis sur la demande potentielle d'énergie future, il est important de noter que la demande mondiale actuelle d'hydrogène augmente depuis plusieurs décennies. Selon l'AIE [5], la demande mondiale d'hydrogène est passée de moins de 30 Mt de H2 en 1975 à 115 Mt en 2018, y compris les deux hydrogènes sous forme pure ou en mélange avec d'autres gaz (l'hydrogène pur totalisant plus de 70 Mt en 2018). La part du lion de la demande est liée aux applications industrielles, principalement issues des raffineries de pétrole ou de la production chimique (ammoniac et méthanol).

 

Une étude récente centrée sur l'Union européenne [62] rapporte que le déplacement de la production actuelle d'hydrogène vers la production d'hydrogène vert est bien en deçà du potentiel de production renouvelable de tous les pays qui ont été considérés. La production annuelle actuelle d'hydrogène de l'UE de 9.75 Mt, si elle était transférée à l'électrolyse, nécessiterait environ 290 TWh d'électricité, soit environ 10% de la production actuelle totale.

 

Cependant, la demande d'hydrogène devrait augmenter considérablement à l'avenir pour décarboner le système énergétique, et la mise à l'échelle des SER qui est nécessaire pour soutenir la production d'énergie propre pourrait ne pas être suffisante. Pour cette raison, l'hydrogène bleu est nécessaire pour répondre à la demande d'hydrogène dans une phase de transition, car la mise à l'échelle des SER devra être consacrée à la décarbonisation de la demande d'énergie existante [13].

 

2.3.1. Industrie

L'industrie est pratiquement responsable de toute la consommation mondiale actuelle d'hydrogène, et les raffineries et l'industrie chimique sont les secteurs les plus exigeants. L'hydrogène est actuellement utilisé dans les raffineries pour réduire la teneur en soufre des produits pétroliers afin de répondre à des normes environnementales spécifiques et, dans certains cas, pour améliorer le pétrole lourd de mauvaise qualité. À l'échelle mondiale, environ un tiers de la demande est couvert par l'hydrogène obtenu en tant que sous-produit d'autres procédés de raffinage, tandis que le reste est produit localement via SMR ou fourni par des producteurs externes [5].

 

Dans certains cas, le coût de l'hydrogène peut être important par rapport aux marges économiques étroites du raffinage des dernières années. Les installations de production d'hydrogène existantes resteront probablement la plus grande part de la capacité future totale des raffineries, et il peut être plus facile d'intégrer le CSC dans les usines SMR locales actuelles que de déployer une nouvelle capacité d'électrolyse. Cependant, les installations de CSC doivent répondre à des conditions spécifiques, qui peuvent ne pas être disponibles dans certains sites.

 

L'hydrogène est également utilisé comme matière première pour la production d'ammoniac et de méthanol. La production d'ammoniac est principalement utilisée pour les engrais, tandis que le méthanol est utilisé pour une gamme d'applications, y compris des produits chimiques de haute valeur pour les plastiques ou son mélange avec des carburants pour augmenter leurs performances. En 2018, la production d'ammoniac consommait plus de 30 Mt de H2 et le méthanol d'environ 12 Mt [5]. Les tendances historiques de ces applications non énergétiques pourraient conduire à 42 Mt et 23 Mt d'ici 2050, respectivement. Toutefois, ces chiffres ne tiennent compte que des applications actuelles et, en cas d’utilisation plus importante d’ammoniac et de méthanol comme carburants, ces quantités pourraient augmenter de manière significative.

 

Une autre application industrielle qui repose sur l'hydrogène est la production d'acier via la réduction directe du fer (DRI). Cette technique est actuellement limitée à moins de 10% de la production mondiale d'acier primaire, mais sa part pourrait augmenter à l'avenir, en raison de la nécessité de décarboner tous les secteurs, et si les coûts de l'hydrogène diminuent [63]. La consommation actuelle de H2 est généralement produite sur place, soit à partir de gaz naturel, soit de charbon. Les utilisations futures de l'hydrogène dans l'industrie pourraient également s'étendre à d'autres applications, y compris la possibilité de l'utiliser pour générer de la chaleur à haute température, où l'électrification directe n'est pas une option.

 

2.3.2. Transport d'hydrogène

Alors que le transport représente actuellement une part marginale de la demande mondiale d'hydrogène, ce secteur est parmi les plus prometteurs pour le développement des technologies de l'hydrogène, en raison de sa forte dépendance aux produits pétroliers et des quelques options à faible émission de carbone dans certaines applications.

 

L'un des premiers segments sur lesquels les applications de l'hydrogène se sont concentrées est celui des voitures particulières. Dans certains pays, il existe déjà un marché pour les voitures à hydrogène, notamment le Japon, la Corée du Sud, les États-Unis (principalement en Californie) et l'Allemagne, comme indiqué dans la figure 4. La multiplication par dix du parc mondial de voitures à hydrogène de 2015 à 2019, atteignant près de 19,000 4.8 unités, doit être relativisée en considérant que le parc mondial de voitures électriques à batterie a atteint 2019 millions d'unités en 17,000, contre environ 2010 64 voitures électriques sur les routes en XNUMX [XNUMX]. Alors que certaines entreprises vendent des modèles à hydrogène dans certains pays, les véhicules électriques à batterie sont choisis par un nombre croissant de constructeurs automobiles dans le monde.

 

Figure 4. Stock de voitures particulières à hydrogène dans différents pays. Élaboration des auteurs dans les références [64, 65, 66].

Stock de voitures particulières à hydrogène dans différents pays
Stock de voitures particulières à hydrogène aux États-Unis, au Japon, en Corée, en Allemagne et dans le reste du monde, 2015-2019

 

Les véhicules à hydrogène présentent des avantages spécifiques par rapport aux véhicules électriques, en particulier dans la gamme plus longue et la durée de ravitaillement plus courte. Le prix élevé actuel de l'hydrogène freine fortement leur développement, et ceci est également une conséquence de leur moindre efficacité que les VE si l'on considère l'ensemble de la chaîne d'approvisionnement. Alors qu'une voiture électrique peut convertir environ les trois quarts de l'électricité en énergie utile, le même chiffre pour une voiture à hydrogène est aussi bas qu'un tiers. Les voitures électriques à batterie subissent des pertes pour la transmission et le stockage de l'énergie, tandis que les voitures à hydrogène ont besoin de composants supplémentaires, notamment des électrolyseurs, la compression et le stockage de l'hydrogène et des piles à combustible à bord. Cependant, compte tenu des incertitudes potentielles dans le développement futur de technologies alternatives, il peut être tôt pour choisir une solution spécifique, toutes les options disponibles devraient être avancées les unes à côté des autres pour éviter des décisions de blocage [67].

 

Outre les voitures particulières, certains pays expérimentent également des applications spécifiques, telles que les flottes de taxis. Un exemple notable est la ville de Paris, dans laquelle une flotte de taxis à hydrogène de 100 voitures est déjà en service, avec un objectif d'atteindre 600 taxis d'ici la fin de 2020 [68]. Un projet en consultation par le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d'électricité (ENTSO-E) vise à porter cette flotte à 50,000 taxis à Paris d'ici 2030, dans le cadre d'un investissement d'un milliard d'euros pour ajouter 11 GWh de capacité de stockage d'hydrogène dans le ville [69].

 

Une étape cruciale dans le déploiement de voitures à hydrogène, en particulier dans les zones urbaines à forte densité, est la disponibilité d'un réseau efficace de stations de ravitaillement [70]. La planification optimale de l'emplacement des stations de ravitaillement doit être développée en tenant compte de la disponibilité de la production d'hydrogène à partir de différentes sources au cours des différentes phases de pénétration. En particulier, alors que dans la première phase, plusieurs pays peuvent exploiter une production d'hydrogène d'origine fossile, le passage à l'hydrogène vert peut avoir un impact sur l'ensemble de la chaîne d'approvisionnement. Il est donc important que la conception des stations de ravitaillement se fasse dans une perspective à moyen et long terme. En outre, le déploiement de stations de ravitaillement pourrait également être couplé à des applications spécifiques, telles que les systèmes d'autopartage à base d'hydrogène [71].

 

Les avantages actuels de l'hydrogène par rapport aux batteries conduisent à un potentiel de cette technologie dans le transport routier de marchandises, en particulier sur les opérations long-courriers. Les avantages des camions à hydrogène par rapport au diesel ont été démontrés du point de vue du cycle de vie [72], mais la consommation d'électricité pour la compression et la liquéfaction a un poids significatif dans le résultat final. Une possibilité à court terme d'adopter progressivement l'hydrogène dans le fret routier consiste à adopter des camions bicarburant en modernisant les systèmes d'injection de carburant existants [73]. On constate que les réductions d'émissions attendues sont proportionnelles au taux de cylindrée du diesel. Cependant, certains experts estiment que les baisses de coût prévues des batteries électriques en feront la solution standard à faible émission de carbone pour les camions [74], éventuellement avec d'autres technologies telles que les autoroutes électriques [75].

 

Les industriels s'orientent progressivement vers le test des applications de l'hydrogène dans les camions, mais il n'y a toujours pas de modèles commerciaux sur la route. Parallèlement au déploiement des véhicules, il est important de garantir la disponibilité d'une infrastructure de ravitaillement adéquate. Des camions à hydrogène sont testés en Norvège [76] et aux Pays-Bas [77], et une entreprise allemande travaille à convertir des camions lourds diesel en groupes motopropulseurs hybrides à hydrogène [78]. En outre, des initiatives sont déployées à plus grande échelle, comme celle du port de Rotterdam visant à atteindre un millier de camions à pile à combustible sur la route d'ici 2025, impliquant plusieurs partenaires sur l'ensemble de la chaîne d'approvisionnement [79]. Leur objectif est de fournir un corridor d'hydrogène à travers les Pays-Bas, la Belgique et l'Allemagne. D'autres études évaluent également les avantages des camions à hydrogène dans d'autres régions du monde, comme la Chine [80] et les États-Unis [81].

 

Outre les voitures particulières et le transport de marchandises, une application qui a suscité un vif intérêt a été le développement des bus à hydrogène. Des cas de test ont été réalisés dans différents pays (dont l'Italie, l'Allemagne, la Suède, le Royaume-Uni [82, 83], le Japon et les États-Unis [84]), et les bus à hydrogène sont une technologie éprouvée et fiable, bien que leur durabilité économique soit difficile à réaliser avec les prix actuels de l'hydrogène [85, 86].

 

Au-delà du transport routier, l'hydrogène peut représenter une solution potentielle également pour les trains, les navires et les avions. Les piles à combustible alimentées à l'hydrogène représentent une solution intéressante pour alimenter les lignes ferroviaires voyageurs et fret difficiles à électrifier en raison de barrières techniques ou économiques. L'infrastructure de ravitaillement et la conception des véhicules doivent être soigneusement évaluées en évaluant les calendriers d'exploitation et l'autonomie prévue, afin d'optimiser les performances du système [87]. Les applications commerciales des trains régionaux de voyageurs suscitent un intérêt accru dans divers pays européens, dont l'Allemagne [88], le Royaume-Uni [89], l'Italie [90] et la France.

 

L'hydrogène a également été proposé comme solution potentielle pour la décarbonisation du secteur maritime, bien que principalement par l'utilisation d'ammoniac, qui serait plus facile à stocker sur les navires sous forme liquide sans qu'il soit nécessaire d'atteindre des températures très basses [91]. L'hydrogène est également évalué comme une solution à faible émission de carbone pour le transport aérien, bien que l'exploitation à haute altitude nécessite des normes de sécurité très strictes ainsi qu'une densité d'énergie élevée [92]. Airbus a récemment déclaré son ambition de construire le premier avion commercial fonctionnant à l'hydrogène d'ici 2035, bien que jusqu'à présent, seuls des concepts préliminaires aient été présentés [93].

 

2.3.3. Bâtiments

Certains projets envisagent une utilisation potentielle de l'hydrogène dans le secteur des bâtiments, soit en mélangeant de l'hydrogène dans les réseaux de gaz naturel, soit en développant des chaudières à hydrogène dédiées. Cependant, les applications au chauffage des bâtiments présentent des avantages moindres par rapport à d'autres technologies bas carbone, telles que les pompes à chaleur (couplées à l'électricité issue des SER), sauf dans des contextes très spécifiques.

 

Différentes études ont été menées pour évaluer le comportement de différentes technologies avec des concentrations volumétriques croissantes d'hydrogène dans le gaz naturel, y compris les chaudières de petite taille [94, 95], les chaudières industrielles, les moteurs à gaz [96] et les micro-turbines [97] pour production d'électricité stationnaire. En ce qui concerne les chaudières résidentielles à hydrogène, les applications les plus avancées sont actuellement testées aux Pays-Bas et au Royaume-Uni.

 

Le Royaume-Uni a fait l'objet de différentes études pour intégrer l'hydrogène dans l'infrastructure énergétique actuelle. Le plus connu est probablement le projet H21 [98], qui a démarré en 2016 en estimant la faisabilité technique de la conversion du réseau gazier existant pour transporter 100% d'hydrogène dans la ville de Leeds. Le gouvernement britannique soutient actuellement avec 25 millions de livres le projet Hy4Heat [99], dont la mission est de «déterminer s'il est techniquement possible, sûr et pratique de remplacer le gaz naturel (méthane) par de l'hydrogène dans les bâtiments résidentiels et commerciaux et les appareils à gaz. ».

 

En parallèle, certaines entreprises proposent déjà des chaudières commerciales pouvant fonctionner à 100% d'hydrogène [100], ciblant les applications potentielles qui peuvent ne pas être facilement décarbonées via des pompes à chaleur, en raison des barrières et limitations techniques (dont l'espace limité, la difficulté d'isoler bâtiments historiques et passage à des systèmes de chauffage à basse température). Cependant, alors que certains sites de démonstration sont déjà en cours de développement pour tester la technologie [101], le déploiement d'une infrastructure efficace pour fournir de l'hydrogène aux utilisateurs résidentiels peut prendre un certain temps, et l'avantage économique par rapport au chauffage électrique direct n'est pas évident.

 

Une autre option pour l'utilisation de l'hydrogène dans les bâtiments serait d'exploiter le rendement électrique élevé des piles à combustible pour alimenter des centrales de production combinée de chaleur et d'électricité (CHP) sur site. Les études antérieures étaient optimistes quant au potentiel d'exploitation de l'hydrogène pour la micro-cogénération [102], sous l'hypothèse de coûts d'hydrogène très bas et de coûts plus élevés pour d'autres carburants. Cependant, dans la situation actuelle, le potentiel de la micro-cogénération dans les bâtiments apparaît moins prometteur, notamment en raison du peu de succès que la micro-cogénération au gaz naturel avait montré, en particulier dans le secteur résidentiel.

 

Enfin, certains chercheurs ont proposé un stockage local de l'hydrogène pour garantir l'autosuffisance annuelle des bâtiments équipés de systèmes photovoltaïques (PV), pour compenser la production saisonnière, tout en reconnaissant les coûts d'investissement très élevés liés aux piles à combustible et aux systèmes de stockage d'hydrogène [103 ].

 

2.3.4. La production d'énergie

En plus de l'utilisation directe dans les secteurs finaux, l'hydrogène est également considéré comme étant utilisé pour la production d'électricité distribuable. Alors que l'efficacité de la production d'électricité elle-même est généralement élevée, que ce soit grâce à des piles à combustible ou à des turbines à gaz adaptées et à des cycles combinés, si l'on considère l'ensemble du processus, y compris la production et le stockage d'hydrogène, les pertes d'énergie peuvent atteindre 70%. La durabilité économique pourrait être garantie avec de l'électricité à des coûts nuls ou négatifs, mais même dans une telle situation, les heures de fonctionnement annuelles devraient être suffisamment élevées pour justifier les dépenses en capital.

 

Néanmoins, pour parvenir à un système énergétique entièrement décarboné, le stockage d'électricité à long terme semble incontournable, et l'hydrogène peut faire partie des rares solutions disponibles. Des investissements supplémentaires dans la recherche sont nécessaires pour réduire les coûts du cycle complet du stockage de l'électricité via l'hydrogène et soutenir une transition énergétique plus efficace [104].

 

Des stratégies climatiques basées sur la production d'électricité à partir d'hydrogène importé ont été proposées pour les régions à faible potentiel renouvelable local, principalement au Japon [105, 106]. D'autres applications incluent la possibilité d'assurer l'approvisionnement en énergie propre dans des endroits éloignés tels que les mines, les villes portuaires ou les îles à faible potentiel renouvelable, comme la région arctique [107]. L'utilisation d'électrolyseurs et de piles à combustible couplées à des sources renouvelables variables a été évaluée dans de multiples études, afin d'évaluer la faisabilité d'éviter de dépendre des combustibles fossiles importés dans des îles éloignées ou des micro-réseaux isolés [108, 109, 110].

 

3. Aspects géopolitiques

Le regain d'intérêt pour l'hydrogène a déclenché plusieurs analyses sur les conséquences géopolitiques potentielles du développement de l'hydrogène [12, 111]. De nombreux pays prennent en considération l'utilisation de l'hydrogène - à la fois bleu et vert - dans les secteurs difficiles à réduire dans leurs efforts pour atteindre leurs objectifs climatiques et une décarbonisation complète d'ici le milieu du siècle. En raison de son fort potentiel et de ses multiples applications, l'hydrogène pourrait également devenir un enjeu géopolitique majeur. Le savoir-faire technologique devrait devenir une question plus pertinente de la géopolitique énergétique dans un avenir sobre en carbone. Les pays et les entreprises privées s'engagent à acquérir des connaissances techniques spécifiques et une compétitivité afin de devenir des acteurs majeurs de l'effort de décarbonisation.

 

Au fur et à mesure que la technologie de l'hydrogène prend de l'ampleur, de nouveaux «importateurs» et «exportateurs» émergeront. Parallèlement, les producteurs et exportateurs de combustibles fossiles envisagent de futurs projets et plans d'hydrogène afin de compenser les pertes géopolitiques et économiques potentielles causées par la transition énergétique. L'objectif de cette section est de donner un bref aperçu des implications géopolitiques de l'hydrogène, en présentant les principales stratégies nationales de l'hydrogène, en soulignant les acteurs potentiels de l'hydrogène, le rôle des acteurs privés dans les projets de développement de l'hydrogène et les accords internationaux sur le commerce de l'hydrogène.

 

3.1. Stratégies nationales

Un nombre croissant de pays ont publié ou ont travaillé sur des stratégies nationales de l'hydrogène visant à développer les technologies et les marchés de l'hydrogène [11]. Ces stratégies reflètent les différentes ambitions et besoins énergétiques des pays ainsi que la division potentielle entre «importateurs» et «exportateurs». Comme indiqué dans un récent document de l'IRENA [112], les stratégies nationales ne sont que la dernière étape d'un processus plus long. En effet, les pays mettent initialement en place des programmes de R&D pour comprendre les fondamentaux de la technologie de l'hydrogène, pour passer à un document de vision à long terme. Une autre étape est une «feuille de route» qui définit un plan intégré avec les activités nécessaires pour mieux évaluer le potentiel de l'hydrogène. Une feuille de route identifie les actions à court et moyen terme nécessaires pour faire progresser le déploiement de l'hydrogène, en définissant les priorités les plus élevées dans les domaines de recherche. La dernière étape est que la stratégie définit les objectifs, aborde les politiques concrètes et évalue leur cohérence avec la politique énergétique existante.

Actuellement, l'Asie et l'Europe sont les deux continents qui dominent la création de la demande d'hydrogène.

 

Le Japon est le principal pionnier de l'économie de l'hydrogène. En décembre 2017, le Japon a présenté sa stratégie hydrogène. De plus, en 2019, le Japon a mis à jour sa feuille de route stratégique pour l'hydrogène et les piles à combustible. Actuellement, le Japon est fortement tributaire des importations d'énergie, principalement des combustibles fossiles. En 2019, le Japon était le quatrième importateur de pétrole brut, le premier importateur de GNL et le troisième importateur de charbon. Cette condition a été exacerbée par la clôture des plans nucléaires japonais à la suite de l'accident nucléaire de Fukushima en 2011. Suite à l'accident nucléaire, le mix énergétique et la production d'électricité du Japon ont considérablement muté. Le gaz naturel, le pétrole et les énergies renouvelables ont augmenté leur part de la consommation totale d'énergie pour remplacer la part du nucléaire. Bien que le Japon ait décidé de rouvrir certaines de ses centrales nucléaires, les combustibles fossiles contribuent à plus de 87% de l'approvisionnement en énergie primaire du Japon, sapant son objectif climatique national. Ainsi, l'hydrogène pourrait fournir une solution viable pour mettre en œuvre ses objectifs climatiques (c.-à-d. Neutralité carbone d'ici 2050).

 

Au Japon, une grande partie du budget a été consacrée à la recherche sur les piles à combustible au cours des dernières décennies, bien qu'avec peu d'impact sur le déploiement effectif des applications commerciales [113]. En revanche, peu d'attention a été accordée aux autres étapes de la chaîne d'approvisionnement, ce qui se traduit par une faible expertise nationale en matière de production et d'approvisionnement. La très forte dépendance du Japon aux importations (le pays importe tous ses besoins en pétrole et en gaz) ne disparaîtra pas, car il prévoit d'importer la majeure partie de son hydrogène. Le Japon n'a pas annoncé clairement sa préférence pour une filière d'hydrogène spécifique.

 

D'autres pays concentrent leurs stratégies sur des secteurs spécifiques. Par exemple, la Chine a développé sa stratégie relative à l'hydrogène dans le secteur des transports [114], y compris la mise en œuvre d'incitations spécifiques pour favoriser l'adoption de véhicules à pile à combustible.

 

En 2020, la Chine a annoncé son intention d'atteindre la neutralité carbone d'ici 2060. Dans cet effort, le nucléaire pourrait gagner en pertinence dans le mix énergétique chinois. La Chine construit ou planifie actuellement plus de cinquante nouveaux réacteurs nucléaires. Le secteur nucléaire pourrait devenir une source supplémentaire d'hydrogène dans l'effort de compenser les coûts économiques élevés du nucléaire et de développer l'hydrogène propre.

 

Actuellement, la Chine est le plus grand producteur d'hydrogène au monde - plus de 20 millions de tonnes par an, soit près d'un tiers de la production totale mondiale. Néanmoins, la majeure partie de l'hydrogène chinois provient du charbon. La China Hydrogen Alliance prévoit que la demande d'hydrogène augmentera de 35 millions de tonnes en 2030 et que l'hydrogène vert représentera 15% de la demande intérieure totale. En 2040, la demande d'hydrogène devrait passer à 45 millions de tonnes (avec l'hydrogène vert représentant 40 pour cent) et en 2050 à 60 millions de tonnes (l'hydrogène vert représentant 75 pour cent) [115].

 

Un autre pays asiatique qui a lancé une stratégie hydrogène en Corée du Sud. Début 2019, la Corée du Sud a annoncé sa feuille de route pour l'économie de l'hydrogène. Ses priorités sont le leadership dans les piles à combustible pour les voitures et les piles à combustible stationnaires à grande échelle pour l'énergie, compte tenu également du rôle important du secteur automobile coréen. La feuille de route vise à produire 6.2 millions de FCEV d'ici 2040. Sur ce chiffre, 2.9 millions d'unités devraient être consacrées au marché intérieur, tandis que 3.3 millions à l'exportation. En outre, la feuille de route prévoit de fournir 15 GW de piles à combustible pour la production d'électricité d'ici 2040, dont 7 GW pour l'exportation [116].

 

En Europe, l'hydrogène a suscité un intérêt particulier tant au niveau européen que national. En juillet 2020, l'Union européenne a publié sa stratégie hydrogène. La stratégie de l'UE fait de l'hydrogène vert la première priorité européenne, tandis que l'hydrogène bleu n'est considéré que comme une solution temporaire à moyen terme. D'ici à 2030, l'UE s'est engagée à disposer de 40 GW de capacité d'électrolyseur d'hydrogène - pour le mettre en perspective - près de deux fois la capacité du barrage des Trois Gorges en Chine, la plus grande centrale électrique du monde. Pour atteindre cet objectif, l'UE envisage jusqu'à 470 milliards d'euros d'investissements publics et privés d'ici 2050. En outre, tout au long de la même période, elle a annoncé la construction d'une chaîne d'approvisionnement d'importation avec 40 GW supplémentaires en provenance des pays voisins de l'Est et du Sud ( c'est-à-dire l'Ukraine et les pays d'Afrique du Nord).

 

En parallèle, certains États membres européens ont publié leurs propres stratégies hydrogène. Parmi eux, l'Espagne, l'Allemagne et la France ont annoncé leur engagement à installer respectivement 4, 5 et 6.5 GW d'hydrogène vert d'ici 2030 [117]. Les objectifs nationaux de l'hydrogène vert de l'Allemagne, de la France, du Portugal, des Pays-Bas et de l'Espagne représentent déjà plus de 50% des 40 GW de capacité d'électrolyse installés de l'UE en 2030. Ces pays ont annoncé des investissements de plusieurs milliards dans l'hydrogène. À la suite du COVID-19 et du ralentissement économique, les gouvernements pourraient envisager d'allouer des fonds à l'hydrogène comme un moyen viable de favoriser la reprise économique tout en mettant en œuvre des objectifs climatiques.

 

Différents importateurs potentiels d'hydrogène s'appuient sur différentes stratégies pour l'hydrogène. Alors que l'Europe a clairement annoncé sa préférence pour l'hydrogène vert, les marchés asiatiques (c'est-à-dire la Corée du Sud, le Japon et la Chine) ont une stratégie gris-bleu-vert plus diversifiée pour les décennies à venir.

 

Alors que la plupart des pays ont développé des stratégies de l'hydrogène fondées sur des objectifs de décarbonisation nationaux, d'autres commencent à se concentrer sur l'hydrogène à faible teneur en carbone en tant que ressource potentielle à exporter.

 

Les pays qui dépendent des exportations de pétrole et de gaz pour les revenus du gouvernement sont particulièrement intéressés par le développement de l'hydrogène pour l'exportation.

 

Un exemple notable est l'Australie, qui développe plusieurs projets visant à devenir un exportateur de classe mondiale. Compte tenu de sa situation géographique et de la grande disponibilité de ses ressources, l'Australie cherche à fournir de l'hydrogène propre aux marchés asiatiques, en particulier au Japon et en Corée. En février 2020, le ministre australien de l'énergie et de la réduction des émissions a annoncé un objectif ambitieux «H2 sous 2», visant à réduire les coûts de production d'hydrogène à moins de 2 AUD par kg (soit 1.5 USD par kg). Cet objectif ambitieux nécessitera des politiques de soutien coordonnées avec des stratégies industrielles et des activités de recherche [118].

 

Les principaux producteurs de pétrole et de gaz de la région du Moyen-Orient et de l'Afrique du Nord (MENA) évaluent de plus en plus les projets et plans relatifs à l'hydrogène. Ces pays sont la pierre angulaire du système énergétique mondial existant - basé sur les combustibles fossiles. Les combustibles fossiles - en particulier le pétrole - sont les principales sources de revenus du gouvernement et des exportations pour nombre de ces pays. Par conséquent, la transition énergétique mondiale, avec le rôle croissant des SER, constitue une menace existentielle pour leur stabilité intérieure. Ces pays envisagent des moyens de compenser les effets macroéconomiques négatifs et la réduction du rôle géopolitique dans un futur monde décarboné. Compte tenu de leur abondant potentiel renouvelable et CSC, les producteurs de pétrole et de gaz de la région MENA pourraient se positionner comme les principaux pays exportateurs d'hydrogène vert. Malgré le grand potentiel, les ambitions d'hydrogène des pays de la région MENA pourraient être sapées par la forte pénurie d'eau dans la région. On s'attend à ce que le stress hydrique dans la région MENA ne fasse qu'empirer en raison du changement climatique. Pour faire face à leur déficit en eau, les pays de la région MENA pourraient développer des projets d'hydrogène ainsi que des plans de dessalement comme à Neom. Cela permettrait de développer davantage la capacité de dessalement de la région MENA, qui représente actuellement près de la moitié de la capacité mondiale de dessalement.

 

À ce jour, trois pays du Golfe ont annoncé des projets d'hydrogène: l'Arabie saoudite, les Émirats arabes unis (EAU) et Oman. En juillet 2020, Air Products, Saudi ACWA et Neom ont signé un accord de coentreprise pour développer une usine d'hydrogène vert et d'ammoniac vert de 5 milliards USD (considérée comme la plus grande au monde) alimentée par l'énergie solaire et éolienne. Le projet devrait entrer en ligne en 2025. La centrale sera alimentée grâce à l'intégration de plus de 4 GW d'énergie renouvelable à partir du solaire et de l'éolien [119]. Bien qu'il puisse positionner l'Arabie saoudite comme l'un des principaux exportateurs d'hydrogène vert, le projet est confronté à de sérieux défis. La capacité renouvelable annoncée qui alimenterait le plan hydrogène est importante.

 

De plus, le projet nécessitera un soutien financier majeur, malgré les contraintes macroéconomiques et financières saoudiennes causées par la baisse des prix du pétrole en 2020.

 

Les EAU investissent dans des projets d'hydrogène vert et bleu dans le but de développer de nouvelles sources d'énergie propre. Bien que les Émirats arabes unis travaillent toujours sur leur feuille de route officielle pour l'hydrogène, la Dubai Electricity and Water Authority (DEWA), entreprise publique, s'est engagée à développer un projet de mobilité de l'hydrogène vert, en tirant parti de l'installation d'électrolyse solaire au Mohammed bin Rashid Al Maktoum. Parc solaire. Le parc solaire devrait avoir une capacité installée de 5 GW d'ici 2030. Les EAU sont convaincus que les prix compétitifs de l'énergie solaire permettront de réduire les prix de l'hydrogène vert [120]. Malgré ses ambitions en matière d'énergies renouvelables, les EAU envisagent également de mettre l'hydrogène bleu en capitalisation de son potentiel CCUS.

 

Oman est le troisième pays du Golfe à étudier le potentiel d'utilisation domestique de l'hydrogène. Pour ce faire, Oman a annoncé la construction d'une usine d'hydrogène vert dans le port de Duqm, où une grande raffinerie et une usine pétrochimique axées sur l'exportation sont en cours de développement. L'usine Hyport Duqm devrait avoir une capacité d'électrolyseur de 250 à 500 MW dès la première phase, avec des produits destinés à l'exportation. La société d'État Petroleum Development Oman cherche également à attirer des investissements en provenance des pays asiatiques, notamment du Japon, ce qui laisse entendre qu'une partie de la production future serait probablement destinée aux exportations vers l'Asie. Oman a annoncé une stratégie à venir pour l'hydrogène.

 

Le Maroc est un autre pays de la région MENA qui envisage de devenir un important exportateur d'hydrogène. Le Maroc ne détient aucune réserve d'hydrocarbures connue mais cherche à exploiter son grand potentiel solaire et éolien pour développer l'hydrogène. Le Maroc a déjà investi de manière importante dans les énergies renouvelables (éolien, solaire PV et solaire à concentration) afin de réduire sa forte dépendance aux importations. D'ici 2030, le pays vise à produire 52 pour cent de son électricité à partir de sources renouvelables, ce qui correspond à environ 11 GW d'énergie renouvelable installée [121]. L'ambition est de consacrer un tiers de l'hydrogène vert marocain au marché intérieur, tandis que les deux tiers aux exportations. Compte tenu de ses vastes ressources solaires et éoliennes et de sa proximité avec l'Europe, le Maroc pourrait devenir une source clé d'hydrogène vert pour l'Europe. Les liens étroits avec l'Allemagne sont un exemple du futur paysage géopolitique, comme indiqué dans la section 3.3.

 

Alors que la décarbonisation européenne se déroule, la Russie est un autre grand exportateur de pétrole et de gaz qui devra envisager des projets d'hydrogène potentiels afin de préserver ses revenus et son influence géopolitique. La Russie pourrait profiter de ses importantes réserves de gaz naturel pour devenir un acteur majeur de l'économie de l'hydrogène. En novembre 2020, le vice-ministre russe de l'Énergie Pavel Sorokin a dévoilé une nouvelle politique gouvernementale visant à exporter 200,000 2024 tonnes d'hydrogène par an d'ici 2, la portant à 2035 millions de tonnes d'ici 122 [XNUMX]. La Russie pourrait également bénéficier de sa capacité nucléaire à produire de l'hydrogène. Outre son potentiel gazier et nucléaire, d'importantes réserves d'eau douce et sa situation géostratégique entre l'Europe et l'Asie pourraient contribuer à positionner la Russie comme un acteur majeur de l'hydrogène.

 

En outre, d'autres exportateurs potentiels d'hydrogène vert émergent à travers le monde. Le Chili en fait partie. Le pays d'Amérique du Sud, déjà un important fournisseur de minéraux, a le potentiel d'exporter de l'hydrogène vert, produisant 25 millions de tonnes par an d'hydrogène vert d'ici 2050. Les exportations d'hydrogène propre pourraient générer des revenus importants, estimés à plus de 30 milliards USD [ 11]. Compte tenu de sa situation géographique, le Chili pourrait devenir un acteur majeur du commerce de l'hydrogène, en fournissant de l'énergie propre aux marchés asiatiques (Corée, Japon et potentiellement aussi Chine) en plus de l'Amérique du Nord et de l'Europe occidentale.

 

Enfin, les stratégies nationales sur l'hydrogène reflètent le rôle potentiel que chaque pays pourrait jouer. La consommation intérieure et le potentiel de production renouvelable ne sont que quelques-uns des principaux facteurs qui définiront les futurs «importateurs» et «exportateurs», comme l'illustre la figure 5.

 

Figure 5. Comparaison de certains pays sur la base de la consommation intérieure d'hydrogène vert et du potentiel de production. GCC signifie Conseil de coopération du Golfe (y compris Bahreïn, le Koweït, Oman, le Qatar, l'Arabie saoudite et les Émirats arabes unis). Source: [123].

Consommation domestique et potentiel de production d'hydrogène vert
Consommation domestique et potentiel de production d'hydrogène vert

 

3.2. Le rôle des entreprises privées

L'hydrogène a suscité l'intérêt non seulement des gouvernements nationaux mais aussi du secteur privé.

 

Premièrement, les compagnies pétrolières internationales (COI) ont commencé à envisager des projets d'hydrogène potentiels à la lumière de leurs engagements climatiques et de la pression politique croissante. Il est important de noter une tendance générale parmi les CIO: la divergence croissante entre les majors énergétiques européennes et américaines. Alors que les COI européens ont investi de plus en plus dans les sources d'énergie renouvelables, les COI américains continuent de se concentrer sur les actifs de combustibles fossiles traditionnels.

 

En février 2020, NortH2 a été lancé par un consortium composé de Shell, Gasunie et Groningen Seaports. Le projet vise à produire de l'hydrogène vert en utilisant de l'électricité renouvelable produite par une méga ferme offshore en mer du Nord. Le projet aura une capacité de 1 GW en 2027, 4 GW d'ici 2030 et il a l'ambition de passer à environ 10 GW d'ici 2040. Ce projet a obtenu le soutien d'Equinor et de RWE, qui sont devenus de nouveaux partenaires en décembre 2020. D'ici 2021 , le projet achèvera une étude de faisabilité, dans le but de démarrer les activités de développement du projet au second semestre 2021.

 

En novembre 2020, BP a commencé à travailler avec Ørsted pour développer un projet, Lingen Green Hydrogen, pour la production à l'échelle industrielle d'hydrogène vert. Dans le cadre de ce projet, les deux sociétés visent à construire un électrolyseur initial de 50 MW et l'infrastructure associée à la raffinerie de Lingen de BP, dans le nord-ouest de l'Allemagne. Celui-ci sera alimenté par de l'énergie renouvelable générée par un parc éolien offshore d'Ørsted en mer du Nord et l'hydrogène produit sera utilisé dans la raffinerie. BP et Ørsted prévoient de prendre une décision finale d'investissement (FID) d'ici début 2022 et le projet pourrait être opérationnel d'ici 2024.

 

La plus grande société énergétique espagnole, Repsol, augmente également ses investissements dans l'hydrogène. Il investira 60 millions d'euros pour construire une usine en Espagne qui crée des carburants à très faibles émissions en combinant l'hydrogène vert issu de l'énergie éolienne avec le CSC dans une raffinerie Petronor voisine.

 

Deuxièmement, les compagnies d'électricité sont particulièrement désireuses d'investir dans l'hydrogène. Ils font pression pour l'hydrogène vert tant au pays qu'à l'étranger. L'italien Enel, qui envisage de construire le premier projet de production d'hydrogène vert au Chili en est un exemple. Le projet sera alimenté par l'énergie éolienne et pourrait entrer en production d'ici 2022. D'autres grands services publics, comme l'espagnol Iberdrola, l'américain NextEra et l'allemand Uniper, ont lancé des projets d'hydrogène. Les services publics d'électricité gagnent en importance, à mesure que l'électrification et la décarbonisation gagnent du terrain. L'hydrogène leur fournit un champ supplémentaire pour renforcer leur rôle d'acteurs énergétiques majeurs de la décarbonisation.

 

Troisièmement, les exploitants de réseaux de gaz pourraient voir une réduction de leurs revenus et de leur influence en raison de la croissance des sources d'énergie renouvelables. L'hydrogène leur donne la chance de participer aux efforts climatiques. Les gestionnaires de réseau de gaz ont proposé de convertir les gazoducs existants pour transporter de l'hydrogène. Bien que l'utilisation de l'hydrogène dans les gazoducs pose certains défis, les exploitants de réseaux de gaz européens ont publié un plan (appelé «European Hydrogen Backbone») en juillet 2020 [124], présentant un réseau d'infrastructure émergeant du milieu des années 2020 À partir de. D'ici 2030, un premier réseau de pipelines de 6800 km serait limité à certaines vallées d'hydrogène, alors qu'en 2040, ce réseau s'élargirait à près de 23,000 km, s'étendant sur tout le continent.

 

Les opérateurs de réseaux de gaz, comme l'Italien Snam, parient sur l'hydrogène dans le but de faire partie du processus de décarbonisation avec leurs infrastructures et d'éviter les actifs potentiellement bloqués. En 2020, Snam s'est engagé dans un plan d'investissement de 7.4 milliards d'euros au cours des quatre prochaines années. Snam s'est engagé à consacrer 50% de ce total à la création d'une infrastructure «prête pour l'hydrogène», ou au remplacement et au développement de nouveaux actifs par des normes prêtes pour l'hydrogène. Snam estime que l'Italie est bien placée pour devenir une plaque tournante de l'hydrogène pour les marchés européens, en important de l'hydrogène vert et bleu des pays d'Afrique du Nord.

 

Le développement d'une économie de l'hydrogène abordable est confronté à des défis majeurs. Par conséquent, de nombreuses entreprises - de différents secteurs - ont commencé à coordonner leurs efforts. Un exemple est l'initiative Green Hydrogen Catapult, qui a été fondée par sept entreprises: Iberdrola en Espagne, Orsted au Danemark, Snam en Italie, ACWA en Arabie saoudite, CWP Renewables et Yara. La catapulte verte de l'hydrogène vise à développer jusqu'à 25 GW de capacité de production d'hydrogène à base d'énergies renouvelables dans le monde et à réduire de moitié les coûts de production actuels à moins de 2 USD / kg d'ici 2026. Cet objectif nécessitera un investissement d'environ 110 milliards USD [125].

 

3.3. Accords internationaux

L'hydrogène pourrait redessiner les futurs échanges énergétiques internationaux. En effet, en parallèle des stratégies nationales de l'hydrogène, certains pays mettent déjà en place des accords bilatéraux dédiés pour coupler des pays à fort potentiel de production avec des pays à forte demande d'hydrogène. Parmi les importateurs potentiels, l'Allemagne travaille avec le Maroc pour soutenir la production d'hydrogène vert dans le pays, avec le premier projet de 100 MW alimenté à l'énergie solaire.

 

En septembre 2020, l'Allemagne a également signé un accord bilatéral avec l'Australie visant à augmenter les importations de production d'hydrogène avec des centrales solaires en Australie. Parmi les exportateurs potentiels, l'Australie est en tête. Avec son récent accord avec l'Allemagne, l'Australie a franchi une nouvelle étape dans son ambition de devenir une puissance dans la production et les exportations d'hydrogène. Comme mentionné précédemment, l'Australie cherche également à exporter son hydrogène vers les marchés énergétiques asiatiques à croissance rapide. Le partenariat avec l'Allemagne s'ajoute aux engagements existants que l'Australie a déjà recherchés avec d'autres pays, dont le Japon, la Corée du Sud et Singapour.

 

En septembre 2020, la première expédition mondiale d'ammoniac bleu de l'Arabie saoudite au Japon a franchi une étape importante dans le futur commerce de l'ammoniac en tant que vecteur énergétique. La première cargaison d'ammoniac bleu de 40 t expédiée au Japon a été utilisée pour la production d'électricité [126]. Le Japon a annoncé que l'ammoniac jouera un rôle important dans la production d'énergie thermique au Japon, dans le cadre des efforts japonais pour atteindre la neutralité carbone en 2050.

 

4. Conclusions et recommandations politiques

Il existe actuellement un élan important vers le développement de futures stratégies de l'hydrogène à travers le monde. Cet article a présenté les principaux aspects liés à la mise en œuvre d'un système énergétique basé sur les technologies de l'hydrogène, ainsi que les perspectives de marché et géopolitiques liées à la production d'hydrogène, soit via des voies vertes ou bleues, son transport, son stockage et son utilisation finale dans différents secteurs. .

 

Le succès d'une future économie de l'hydrogène nécessitera de s'attaquer à de multiples aspects, en améliorant les technologies actuelles pour fournir de l'hydrogène aux utilisateurs intéressés à un coût compétitif. L'objectif n'est pas l'utilisation de l'hydrogène lui-même, mais une transition du système énergétique actuel vers des alternatives bas carbone. L'hydrogène est donc un élément clé d'une vision plus large et il est important que les futures stratégies de mise en œuvre soient bien intégrées aux autres solutions.

 

Dans cette perspective, la comparaison des voies vertes et bleues de l'hydrogène devrait être abordée en considérant la contribution potentielle des deux solutions pour soutenir un système énergétique à faible émission de carbone. Dans de nombreux pays, l'augmentation de la capacité de production d'énergie SER peut ne pas être suffisante pour soutenir la demande d'hydrogène à faible teneur en carbone, et l'hydrogène bleu peut être utilisé pour combler cette lacune pendant la transition.

 

En plus de la production d'hydrogène, il est important de considérer l'ensemble de sa chaîne de valeur. Alors que la plupart des technologies sont déjà matures à différents niveaux de la chaîne d'approvisionnement en hydrogène, leur complexité entraîne une efficacité énergétique relativement faible, en raison des nombreux processus nécessaires pour fournir de l'hydrogène aux utilisateurs finaux. L'accent est souvent mis sur les coûts de production, mais les preuves montrent que le transport et le stockage de l'hydrogène représentent des défis majeurs en termes de pertes d'énergie et d'infrastructures requises. Le succès de la résolution des limites techniques et du déploiement de stratégies claires et cohérentes sera deux aspects clés pour atteindre des coûts acceptables pour l'hydrogène à faible émission de carbone.

 

Néanmoins, la complexité de la chaîne d'approvisionnement en hydrogène suggère que l'hydrogène est un vecteur précieux qui devrait être utilisé principalement dans des applications qui ont peu d'alternatives réalisables pour la décarbonisation. Cela se reflète généralement dans les prix, car plus la possibilité de remplacer une ressource par d'autres alternatives est faible, plus son prix est élevé.

 

Étant donné que le changement climatique est un problème mondial, une stratégie efficace nécessite des accords internationaux solides, afin de reconnaître et de quantifier pleinement les avantages potentiels en termes de réduction des émissions de GES [127]. En particulier, il est important de définir des normes et des objectifs transparents et clairs pour le développement des voies de l'hydrogène et les impacts attendus, y compris les technologies prises en compte, les limites du système (soit le fonctionnement du système, soit les évaluations du cycle de vie) et les seuils supposés. pour définir l'hydrogène à faible teneur en carbone. Sans un alignement clair entre les pays, il existe un risque que des visions différentes se chevauchent et ne conduisent pas à un déploiement optimal des ressources disponibles. De plus, il est essentiel d'éviter de fixer des objectifs finaux, sans une présentation sérieuse d'un calendrier réaliste et d'objectifs intermédiaires. Pour ce faire, les politiques et les feuilles de route doivent prendre en compte les incertitudes et les défis et s'adapter régulièrement aux nouvelles connaissances et réalités.

 

L'hydrogène pourrait dessiner une nouvelle carte géopolitique. Toujours dans le domaine de la géopolitique de l'hydrogène, les pays prendront en compte les questions géopolitiques énergétiques classiques, telles que la sécurité de l'offre / demande et la diversification. La géopolitique prendra de plus en plus en compte la domination technologique, ainsi que la disponibilité des ressources. Les principaux producteurs actuels de pétrole et de gaz vont, avec d'autres pays dotés de SER, essayer de se positionner comme des exportateurs d'hydrogène sûrs et fiables, afin de préserver ou d'acquérir un rôle géopolitique (ainsi que les revenus qui en découlent). Certains pays ou régions devront importer de l'hydrogène (vert et / ou bleu) pour atteindre leurs objectifs climatiques, en plus de produire une partie de leurs besoins en hydrogène au niveau national.

 

Un commerce international de l'hydrogène est en train d'émerger. Bien que l'hydrogène puisse contribuer à réduire les émissions et à décarboner les secteurs difficiles à réduire dans certaines régions, il ne faut pas oublier que tous les pays devraient se concentrer sur la fourniture d'une énergie propre à leurs citoyens. Par conséquent, les gouvernements et les entreprises devraient coopérer afin d'éviter une situation dans laquelle l'hydrogène vert est exporté alors que les besoins énergétiques locaux sont partiellement satisfaits par des sources d'énergie plus polluantes.

 

Alors que le principal moteur du développement de l'hydrogène est la décarbonisation du système énergétique, il est important de prendre en compte les impacts supplémentaires qui sont souvent négligés, y compris la nécessité pour l'eau douce de produire à la fois de l'hydrogène vert et bleu, bien qu'avec des demandes spécifiques en eau. En effet, même si certaines solutions, telles que le dessalement de l'eau de mer ou la réutilisation des eaux usées, peuvent aider à résoudre ce problème critique, une analyse complète est nécessaire pour éviter les impacts négatifs sur les écosystèmes locaux et les limitations de la disponibilité de l'eau douce pour d'autres utilisations.

 

Les auteurs estiment que le développement de voies de l'hydrogène à faible émission de carbone, tout comme pour d'autres technologies visant à lutter contre le changement climatique, devrait être soutenu par des visions claires basées sur une perspective globale. Les stratégies nationales peuvent avoir peu d'effet sans une focalisation plus large sur la situation mondiale car elles risquent d'élargir l'écart entre les pays et d'aggraver les inégalités existantes. Dans un monde aussi divisé, atteindre les objectifs ambitieux nécessaires pour limiter le changement climatique sera une tâche encore plus difficile.

 

Contributions d'auteur

MN, PPR, RS et MH ont conceptualisé ensemble l'étude et ont contribué à des degrés divers à toutes les sections du travail. MN est l'auteur principal de la section technologique et PPR de la section géopolitique. MN, PPR, RS et MH ont contribué à la rédaction et à la révision du document final. Tous les auteurs ont lu et accepté la version publiée du manuscrit.
Les auteurs ne déclarent aucun conflit d'intérêt.

 

Abréviations

Les abréviations suivantes sont utilisées dans ce manuscrit:
Reformage thermique ATR-Auto
BNEF-Bloomberg New Energy Finance
CHP-Combinaison de chaleur et d'électricité
Réduction DRI-Direct du fer
VEs-Véhicules électriques
GES-Gaz à effet de serre
AIE-Agence internationale de l'énergie
IRENA-Agence internationale pour les énergies renouvelables
LHV-Pouvoir calorifique inférieur
Gaz naturel liquéfié au GNL
LOHC-Transporteurs d'hydrogène organique liquide
Membrane d'échange PEM-Proton
PV-photovoltaïque
Sources d'énergie renouvelables - RES
Reformage du méthane SMR-Steam
Niveau de préparation TRL-Technology

 

Cet article a été initialement publié par MDPI, Bâle, Suisse le 31 décembre 2020, et a été republié conformément à la Licence publique internationale Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0. Vous pouvez lire l'article original ici. Les opinions exprimées dans cet article sont celles de l'auteur seul et non du WorldRef.

 

Republié par : Aks Kuldeep Singh

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