Le gouvernement a présenté, début juin, un plan hydrogène, afin d'accélérer le développement de ce gaz, en le combinant à celui des renouvelables. Il s'agit de stocker les surplus d'électricité mais aussi de verdir les usages actuels de l'hydrogène.
Téléchargez le Hors Série E&T spécial Eolien, édition 2018Le gouvernement a décidé, début juin, d'accélérer le développement de l'hydrogène “vert”, c'est-à-dire produit à partir d'une électricité décarbonée, en le plaçant au cœur de la transition énergétique. “La filière française est en avance et compte de nombreux industriels de premier rang mondial, présents sur toute la chaîne de valeur. Le plan de déploiement de l'hydrogène veut donc capitaliser sur ces atouts pour développer les avantages industriels français et préparer le déploiement massif de cette molécule indispensable à la transition énergétique”, soulignait le ministère de la Transition écologique et solidaire, lors de la présentation de ce plan. Ce gaz est jugé indispensable pour stocker le surplus de production électrique, mais pas que… Les énergies renouvelables permettront également de verdir l'hydrogène utilisé dans l'industrie. D'ici dix ans, près d'un tiers de l'hydrogène industriel devra être décarboné, selon les objectifs fixés.
Industrie : 10% d'hydrogène vert en 2023
Aujourd'hui, l'hydrogène est essentiellement utilisé dans le secteur industriel (chimie, raffinage, ciment, engrais…), à hauteur de 1 Mt par an en France, et de 61 Mt dans le monde. Il est “produit majoritairement à partir de méthane (gaz naturel) par un procédé appelé « vaporeformage », consistant à casser la molécule de gaz naturel avec de la vapeur d'eau pour obtenir de l'hydrogène”, explique le ministère. Produire une tonne d'hydrogène émet près de 13 tonnes de CO2, soit 11 Mt de CO2 par an pour la production française, ce qui représente 3% des émissions du pays. “Le verdissement des modes de production d'hydrogène est donc un enjeu majeur”, souligne le ministère.
L'idée : produire de l'hydrogène par électrolyse, en utilisant l'électricité renouvelable pour casser la molécule eau (H2O) en hydrogène et oxygène. “Les technologies d'électrolyse arrivent à maturité, en témoigne notamment la baisse des coûts observée ces dernières années (…), ce qui a complètement modifié la donne économique“, estiment la DGEC et le CEA, dans un rapport remis à Nicolas Hulot. Aujourd'hui, produire de l'hydrogène par cette voie revient entre 4 et 6€/kg, un coût qui pourrait baisser à l'horizon 2028 à 2 ou 3€/kg. La compétitivité de l'hydrogène vert devrait être atteinte d'ici 2035, selon les projections. “Le marché de l'hydrogène industriel offre un volume suffisamment important pour pouvoir permettre un développement en grande série d'électrolyseurs et ainsi de réaliser les économies d'échelle qui permettront de réduire les coûts”. De fait, le plan national fixe l'objectif de décarboner 10% de l'hydrogène industriel d'ici 2023 et 20 à 40% d'ici 2028.
Par ailleurs, recombiné avec du CO2, l'hydrogène permet d'obtenir du méthane. Ce procédé permettrait donc “de traiter une partie du CO2 en cycle fermé, le carbone étant ainsi piégé sur le site lui-même”, d'utiliser les surplus d'hydrogène et d'alimenter en carburant les camions industriels, mais aussi les véhicules lourds de la collectivité (bus, camions poubelles…). Le méthane de synthèse peut également être injecté dans le réseau de gaz. L'hydrogène peut aussi être retransformé en électricité.
17 GW d'électrolyseurs pour 64% d'ENR
L'avantage de l'hydrogène est également qu'il permet de stocker les surplus d'électricité renouvelable en intersaisonnier. “L'hydrogène est aujourd'hui la seule technologie qui permet de stocker massivement et sur de longues périodes (semaines, mois) l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables intermittentes. C'est donc un élément clef de la stabilité du mix électrique de demain”, estime le ministère. Les électrolyseurs peuvent être démarrés et arrêtés en quelques minutes, ils sont donc très flexibles et adaptés aux productions photovoltaïques et éoliennes.
Selon les projections, la France ne devrait pas avoir besoin de ce type de stockage avant 2030 ou 2040, sauf en zones non interconnectées et sites isolés. L'Ademe estime, dans un scénario, qu'un mix électrique à 64% d'ENR engendrerait “un besoin de stockage inter-saisonnier de 7 TWh de gaz de synthèse réalisés grâce à un parc de 17 GW d'électrolyseurs installés qui produisent de l'hydrogène à la fois pour les besoins de stockage inter- saisonnier mais également pour les usages avals (industrie et mobilités)”. Afin d'anticiper les besoins, des expérimentations von être soutenues dans les territoires isolés. Les gestionnaires des réseaux électriques (RTE et Enedis) vont plancher sur les business models de l'hydrogène, en identifiant “la valeur des services rendus au réseau par les électrolyseurs et les moyens existants ou à mettre en place pour valoriser ce type de service”. Les gestionnaires de réseau de gaz vont quant à eux déterminer les conditions techniques et économiques d'injection d'hydrogène acceptables pour les réseaux. Un rapport intermédiaire est attendu pour la fin 2018.
Sophie Fabrégat
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