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Décarbonation de l'industrie : les premiers projets à hydrogène prennent forme

Inscrit dans la stratégie nationale pour l'hydrogène, le volet décarbonation de l'industrie commence à se traduire en projets concrets. Certaines installations deviendront opérationnelles dans deux ou trois ans avant de se démultiplier d'ici à 2030.

Gouvernance  |    |  Nadia Gorbatko  |  Actu-Environnement.com
Décarbonation de l'industrie : les premiers projets à hydrogène prennent forme

ArcelorMittal, à Dunkerque, Michelin, à Vannes, TotalEnergie, autour de l'étang de Berre, ou encore Borealis, à Ottmarsheim : quelques industriels se lancent déjà dans l'expérimentation de la décarbonation de leurs activités par le biais de l'hydrogène vert. Les tensions sur le marché des énergies et la nécessité de rester compétitifs les y poussent plus que jamais. Mais les limites fixées au secteur – pas plus de 53 millions de tonnes de CO₂ émises en 2030 et 16 millions en 2050, contre 84 en 2019 –, par la Stratégie nationale bas carbone (SNBC), constituent aussi une forte incitation. En effet, si le secteur de l'industrie s'est montré le plus vertueux en matière de réduction de ses rejets de gaz à effet de serre depuis 1990, il reste responsable de 20 % du total des émissions nationales, principalement générées par la chimie, les minéraux non métalliques et la métallurgie.

Une place centrale pour un tiers des industriels

En complément d'autres leviers insuffisamment exploités, comme la récupération de la chaleur fatale, l'adoption de l'hydrogène vert pourrait ainsi permettre de grosses économies de carbone. Soit en remplacement des 880 000 tonnes d'hydrogène d'origine fossile (gaz naturel ou charbon) consommées chaque année pour le raffinage, la production d'engrais ou la chimie. Soit sous forme d'alternative aux fossiles pour les process difficiles à électrifier et pour la production de chaleur. Soit pour transformer d'autres procédés industriels, dans la sidérurgie ou la cimenterie. Le cimentier Vicat, par exemple, compte utiliser l'hydrogène pour valoriser son CO₂ dans la production de méthanol décarboné. Comme le confirme une étude menée en juin 2021 par GRTgaz et Teréga, toutes ces solutions sont bien identifiées par les industriels. Pour 41 % d'entre eux, sa place demeure « secondaire pour l'instant ». Mais un petit tiers la juge déjà « centrale ». C'est le cas d'ArcelorMittal qui, avec le soutien de l'État, investira 1,7 milliard d'euros à Fos-sur-Mer et à Dunkerque afin de rejeter 40 % de carbone en moins d'ici à 2030. Soit une économie de 7,8 millions de tonnes par an.

La fin de la décennie en ligne de mire

 
Nous allons commencer par des expérimentations qui vont crédibiliser le mode de production et les usages  
Dominique Mockly, Teréga
 
« Notre industrie consomme énormément de carbone. Elle n'a pas été pensée pour l'économiser (…). Nous allons donc être obligés de changer nos process », constatait Damien Chambolle, directeur du programme décarbonation d'ArcelorMittal Méditerranée, lors d'une table ronde organisée par l'Ademe, le 30 mars dernier. À Dunkerque, le sidérurgiste construira une nouvelle unité dite « de réduction directe », d'une capacité de 2,5 Mt, pour transformer le minerai de fer avec de l'hydrogène et sans charbon. Pour l'association France Hydrogène, l'industrie pourrait consommer 475 000 tonnes d'hydrogène décarboné d'ici à la fin de décennie. Un produit essentiellement fabriqué à partir d'électrolyse de l'eau, dès 2025, précisent GRTgaz et Teréga, même si le reformage du gaz naturel avec capture et stockage du carbone, ainsi que la gazéification de la biomasse sont également évoqués. « Les électrolyseurs ou les piles à combustible sont aujourd'hui techniquement matures et prêts au déploiement », souligne France Hydrogène dans son livre blanc « Faire de la France un leader de l'hydrogène renouvelable ou bas carbone ».

Une compétitivité qui se précise

Certes, ces technologies restent assez chères. Mais le prix de l'électricité solaire a chuté de plus de 80 % depuis 2010, quand celui de l'éolien baissait de plus d'un tiers. Une telle réduction des coûts, associée à l'inflexion des prix des électrolyseurs et des piles à combustible, devrait assurer la compétitivité de l'hydrogène vert à l'horizon 2030. À cette date, le cabinet Bloomberg New Energy Finance estime même qu'il sera moins cher que son équivalent à base d'énergies fossiles. Encore faut-il trouver des producteurs. Pour Dominique Mockly, P-DG de Teréga, c'est la présence d'infrastructures qui permettra la naissance d'un marché. « Nous sommes dans une phase où les projets construisent les modèles finaux. (…) Nous allons commencer par des expérimentations qui vont crédibiliser le mode de production et les différents usages », expliquait-il lors de la conférence H2 entreprises du 10 janvier dernier. Comme pour le secteur de la mobilité, c'est donc souvent le partenariat entre un producteur et un industriel qui favorise la naissance d'un projet.

Des partenariats indispensables

ArcelorMittal s'est ainsi associé avec Air Liquide, à Dunkerque, et avec le concepteur de technologies d'électrolyse Genvia pour l'installation d'un démonstrateur dans son usine de Saint-Chély-d'Apcher, en Lozère. À Vannes, le site de Michelin accueillera l'électrolyseur d'Engie solutions, financé en partie par l'industriel, qui alimentera ce dernier en hydrogène vert pour le tréfilage métallique de ses pneus. L'équipement, volontairement surdimensionné, ravitaillera aussi les véhicules de la collectivité et des entreprises locales. « Cela montre que l'on peut arriver à des prix compétitifs, en réfléchissant en mode collectif et pour d'autres usages », commentait Valérie Bouillon-Delporte, directrice de l'écosystème Hydrogène de Michelin, lors de la table ronde de l'Ademe du 30 mars dernier. Le producteur d'engrais Borealis, pour sa part, a signé un protocole d'accord avec Hynamics, filiale du groupe EDF, pour étudier la possibilité de produire 6 400 tonnes d'hydrogène bas carbone par an, dans trois à quatre ans, au sein de son usine d'Ottmarsheim, près de Mulhouse, grâce à une station d'électrolyse de 50 MW. Le projet concerne 15 % de son activité mais il économisera 48 500 tonnes de CO₂ par an.

Au-delà des prévisions initiales

En 2025, Hynamics installera également un électrolyseur, de 330 MW cette fois, dans la cimenterie Vicat de Montalieu-Vercieu (38) pour produire plus de 200 000 tonnes de méthanol par an, en associant son hydrogène au CO₂ capté à la sortie du four. « Soit un quart à un tiers de la consommation totale de méthanol en France, aujourd'hui intégralement importée », indiquait Julien Poillot, directeur des projets hydrogène chez Vicat, lors de la conférence H2 entreprises. Un projet clef pour passer à l'échelle industrielle, qui pourra ensuite être dupliqué dans d'autres industries, partout dans le monde. « Pour l'instant, il est autoportant car nous avons en main les tenants et les aboutissants. Mais si demain on le connecte à des réseaux, nous pourrons aussi utiliser leurs synergies, ce sera un plus », ajoute Julien Poillot. Enfin, dans deux ans, TotalEnergie et Engie espèrent exploiter un équipement de 40 MW dans la bioraffinerie de La Mède, alimenté en électricité par des fermes solaires d'une capacité globale de plus de 100 MW. Celui-ci devrait générer 15 tonnes d'hydrogène vert par jour pour alimenter la production des biocarburants. À terme, de nouvelles fermes renouvelables pourraient permettre d'atteindre une production de 15 tonnes d'hydrogène vert par jour. Grâce à cette dynamique industrielle, d'après le cabinet Bloomberg New Energy, les ventes d'électrolyseurs devraient quadrupler dès cette année dans le monde, emmenées par cinq secteurs : acier, ammoniac, méthanol, produits chimiques et raffinage du pétrole. À en croire un autre cabinet, Guidehouse Insights, leur capacité totale devrait même dépasser largement les prévisions initiales, en passant de 1,3 GW à la fin de cette année à 104,6 GW à l'horizon 2031.

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