L’hydrogène dans la transition énergétique : quels défis à relever ?

11/05/2015
Auteurs : Etienne Beeker
Publication REE REE 2015-2 Dossier L’hydrogène
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2015-2:13536
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L’hydrogène dans la transition énergétique : quels défis à relever ?

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REE N°2/2015 39 L'HYDROGÈNE DOSSIER 1 L'hydrogène dans la transition énergétique : Par Etienne Beeker Chargé de mission énergies à France Stratégie Since Jules Verne and the 19th century, hydrogen continues to be held in exceptional esteem and projects using this gas surface regularly, usually triggered by oil crises. It could indeed replace hydro- carbons for applications such as power generation, mobility and heating if resources become exhausted or in the fight against climate change. In addition, hydrogen's ability to be produced locally by wind or solar farms has given rise to numerous experiments, particularly in Germany both for energy storage and for "carbon-free" mobility. However, before being able to be developed at a large scale, hydrogen solutions still face big challenges. Today, hydrogen is only produced for industrial purposes using a process that emits CO2. It is possible to avoid it by electrolyzing water, but the efficiency is poor and the costs are high. The hydrogen produced will be in economic competition with gas, for which reserves have been multiplied by the discovery of unconventional resources. Hydrogen powered vehicles seem unable to compete with combustion or electric powered vehicles for a long time because fuel cell technology is not yet economically mature. Additionally, the deployment of a distribution infrastructure would be quite costly. Safety issues are of first importance in the use of this gas particularly volatile and inflammable. ABSTRACT L’hydrogène, un vecteur énergétique qui devra se faire une place dans un paysage énergé- tique en pleine mutation Au XIXe siècle, Jules Verne faisait déjà rêver avec les propriétés de l’élec- tricité et de l’hydrogène. Aujourd’hui ce gaz continue de bénéficier d’une aura exceptionnelle. Sa combustion ne générant que de l’eau pure, il est perçu comme « propre » et des projets repo- sant sur l’utilisation de l’hydrogène font régulièrement surface, généralement suscités par les crises pétrolières. En effet, il pourra remplacer les hydrocar- bures (production d’électricité, mobilité, chauffage, etc.) quand les ressources seront épuisées ou s’il s’impose écono- miquement pour lutter contre le chan- gement climatique. Même si l’existence de réserves d’hy- drogène naturel a été mise en évidence dans certaines formations géologiques, celui-ci est un vecteur énergétique qui nécessite une énergie primaire pour le produire : reformage du méthane. Aujourd’hui, le marché industriel de l’hydrogène, déjà opérationnel (chimie et raffinage avancé) utilise presque exclusivement cette technique qui n’a pas un grand intérêt énergétique (voir le paragraphe 2 de cet article) ; l’eau. Son coût dépend alors des prix du kWh, qui se sont récemment écrou- lés sur les marchés de gros (alors que les prix pour le consommateur final augmentent) et semblent offrir des espaces de rentabilité à certaines nouvelles applications, dont la produc- tion d’hydrogène. De grands acteurs comme Air Liquide, GDF Suez, le CEA ou Areva, en quête de relais de crois- sance, ou des start-up comme McPhy cherchent déjà à se positionner. Outre-Rhin, c’est pour stocker les quantités massives d’énergies renou- velables (EnR) intermittentes de son “Energiewende” que l’Allemagne mise sur l’hydrogène. Ce pays a connu l’éclo- sion de nombreuses expérimentations, tant dans le stockage d’énergie que dans la mobilité « décarbonée ». Sa capacité à être produit et consommé localement grâce à des parcs éoliens ou solaires favoriserait une nouvelle gouvernance territoriale de l’énergie. La question de la transposition de l’approche allemande à la France est posée explicitement dans le projet de loi sur la transition énergétique et la croissance verte débattu au Parlement au moment de la rédaction de ces lignes. Les deux grandes applications aujourd’hui envisagées sont : le stockage d’électricité, en injectant directement dans les infrastructures gazières de l’hydrogène produit avec de l’énergie renouvelable excédentaire 40 REE N°2/2015 L'HYDROGÈNEDOSSIER 1 (“Power to Gas”). Il se retrouvera en compétition économique avec d’autres techniques de stockage et avec le gaz naturel dont les réserves ont explosé à la suite de la découverte de ressources non conventionnelles, modifiant l’équa- tion économique des solutions alterna- tives ; la mobilité hydrogène via le véhicule à hydrogène (« VH2 »), un véhicule élec- trique qui tire son énergie de l’hydro- gène transformé en électricité grâce à une pile à combustible. Une hybrida- tion des deux est aisée, une réserve d’hydrogène et une pile à combustible (PAC) permettant d’augmenter l’auto- nomie des véhicules électriques. Le VH2 se retrouvera en concurrence avec ses équivalents thermiques ou élec- triques, le moteur à explosion disposant encore de marges de progrès impor- tantes et les batteries électrochimiques voyant leurs performances s’améliorer et leurs coûts baisser régulièrement. Afin d’être décarboné, l’hydrogène doit être produit par électrolyse, ce qui fait dépendre son coût de production des prix de l’électricité (ou par vapo-refor- mage du biométhane, mais l’intérêt éner- gétique reste à démontrer). S’ils sont très bas aujourd’hui, il est souhaitable qu’ils ne restent pas à des niveaux aussi bas de manière pérenne, car ceci est dû à un contexte de profond dysfonctionnement des marchés de l’électricité qui menace la situation financière des grands opéra- teurs européens et avec eux la sécurité d’approvisionnement1 . Des défis, parfois de taille, se dressent ainsi devant les promoteurs de ce nou- veau vecteur énergétique, laissant pla- ner un doute sur la capacité de la filière à trouver sa place dès aujourd’hui dans la transition énergétique. 1 Voir par exemple le rapport de janvier 2014 de France Stratégie « La crise du système élec- trique européen » : http://www.strategie.gouv. fr/blog/2014/01/rapport-la-crise-du-systeme- electrique-europeen/ Tout d’abord des défis techniques, l’hydrogène est un gaz difficile à mani- puler, transporter et à stocker en raison de sa faible densité, de sa forte volati- lité et de sa capacité à s’échapper par les moindres fissures (c’est la plus pe- tite molécule existant dans la nature). L’acceptation sociale de l’hydrogène dépend de la confiance du public en sa sûreté : plus que tout autre combustible, c’est un concentré d’énergie qui pré- sente des risques de feu et d’explosion ; il a la caractéristique d’exploser très faci- lement et violemment s’il est mélangé à de l’air. Des défis économiques ensuite, car si l’électrolyse est un procédé déjà très ancien et techniquement bien maîtrisé et si les piles à combustible ont progres- sé techniquement, leur coût reste élevé et nécessite encore des évolutions pour accéder à la maturité économique. D’un point de vue systémique, l’utilisation de l’hydrogène nécessite de prouver la faisabilité technico-économique de la chaîne et de déterminer la manière dont celle-ci peut s’intégrer dans le sys- tème existant alors que des alternatives moins coûteuses existent. Dans le cas d’un développement de la mobilité hy- drogène par exemple, la mise en place des infrastructures de production décar- bonée et de distribution d’hydrogène à un coût raisonnable semble difficile- ment envisageable aujourd’hui. Un peu de technique : intérêt comparé des molécules de CH4 et d’H2 Ces deux molécules peuvent toutes les deux réagir avec l’oxygène et donner lieu à une libération d’énergie. Pour pro- duire de l’énergie, la même molécule de CH4 peut être brûlée directement ou être utilisée pour produire de l’hydro- gène qui est ensuite brûlé mais avec un rendement global diminué : la com- bustion directe d’une quantité de CH4 génère 2,5 plus d’énergie que celle de l’hydrogène produit par vapo-reformage (SMR2 ), de cette même quantité3 . Autrement dit, pour que l’hydrogène soit plus efficace dans une utilisation comme combustible automobile, il faut que le rendement global de la chaîne de traction (en particulier de la PAC qui « brûle » l’hydrogène) soit 2,5 fois celui d’une chaîne de traction classique (il est au mieux aujourd’hui de 1,5 fois). Cette condition remplie, deux questions restent cependant non résolues : méthane n’évite pas les émissions de CO2 . Des expériences comme celle menée à Port-Jérôme cherchent à le capter et la diffusion d’un tel procédé pour produire de l’hydrogène dédié à la mobilité permettrait effectivement de réduire très sensiblement les émis- sions de CO2 du transport. Cette expé- rimentation a néanmoins un coût qu’il convient d’estimer en incluant le stoc- kage du CO2 ainsi capturé, qui pose aussi des problèmes d’acceptabilité ; - ractère renouvelable de la ressource. L’utilisation de biométhane (qui n’est que du méthane d’origine biologique) permet de résoudre en partie les questions de limitation des ressources, voire d’émissions de CO2 s’il est capté à la production. Il convient néanmoins d’en évaluer le coût et l’intérêt de le vapo-reformer à un endroit du réseau de gaz. Avec l’exploitation de leurs ressources non conventionnelles, les Etats-Unis 2 “Steam Methane Reforming” ou vaporefor- mage du méthane qui consiste à « cracker » la molécule CH4 en H2 et CO2 en présence d’eau (H2 O). 1 kg de CH4 génère 13,9 kWh. Vapo- reformé, il génère environ 0,16 kg d’H2 soit une valeur énergétique de 5,4 kWh. 3 Pour être exact, l’H2 est souvent un co- produit d’une autre activité, généralement de raffinage, et la chaleur générée par la réaction est souvent récupérée en partie. Ce pourrait ne plus être le cas si la production d’H2 était dédiée. REE N°2/2015 41 L'hydrogène dans la transition énergétique : quels défis à relever ? disposent aujourd’hui avec le gaz d’une ressource à très bas prix : ils sont donc tentés de l’utiliser dans la mobilité sous forme d’hydrogène avec des prix qu’ils espèrent être comparables à ceux des véhicules thermiques. La remarque ini- tiale de ce paragraphe subsiste néan- moins : un véhicule au gaz naturel, qui utilise directement la molécule de mé- thane dans une combustion directe sera plus efficace. Il sera donc intéressant d’observer la compétition qui devrait avoir lieu dans ce pays avec le véhicule à gaz naturel. Par ailleurs, il convient de rappeler que si cette solution peut avoir un sens économique aux Etats-Unis, elle présente nettement moins d’inté- rêt d’un point de vue environnemental : elle émet en effet plus de CO2 que le véhicule au gaz naturel et utilise plus de ressources non renouvelables. Le stockage d’électricité via l’hydrogène – le Power to Gas – rentre en concur- rence avec de nombreuses alternatives Cette technique consiste à récupérer l’énergie marginale excédentaire, géné- ralement provenant des éoliennes et du solaire, sous forme de production d’hydrogène par électrolyse pour l’injec- ter dans le réseau de gaz naturel. Elle a l’intérêt de ne pas nécessiter d’inves- tissements à l’aval de l’électrolyseur, au moins tant que les quantités injectées restent marginales. Techniquement, seule la technolo- gie dite « PEM4 » permet aux électroly- seurs de suivre les variations de charge imposées par les énergies intermittentes (l’électrolyse alcaline n’a pas apporté la preuve qu’elle avait cette capacité). Cette technologie n’est pas mature économi- quement car sa durée de vie est limitée et son coût d’investissement encore élevé (près de 2 000 /kW5 ) en raison entre autres de la présence de métaux précieux comme catalyseur. Une baisse des coûts est certainement possible par 4 L’électrolyse PEM, “Proton Exchanger Mem- brane”, repose sur l’utilisation d‘une mem- brane permettant de laisser migrer les protons et séparer ainsi les atomes d’oxygène et d’hy- drogène de la molécule d’eau. C’est une solu- tion alternative à l’électrolyse alcaline, mieux maîtrisée car plus ancienne, moins onéreuse, mais moins souple d’emploi. 5 De 1 900 à 2 300 /kW selon une Etude du JRC de la Commission UE, Scientific Assess- ment in support of the Materials Roadmap ena- blingLowCarbonEnergy Technologies, 2012 et une Etude du FCH-JU, Development of Water Electrolysis in the European Union, Febr 2014. effet de série, mais plusieurs études re- commandent de continuer la R&D6 avant d’envisager tout déploiement. A titre d’exemple, le CEA étudie des PAC sans métaux dans le cadre du PanH 2009 - Plan d'Action National sur l'Hydrogène et les piles à combustible7 et la société CellEra propose le remplacement du pla- tine par d’autres catalyseurs métalliques moins onéreux8 . Tant que le coût des électrolyseurs restera élevé, les durées pendant les- quelles on dispose d’énergie excéden- taire ne seront pas suffisantes pour amortir leur investissement en capi- tal. La figure 1 illustre ce phénomène, l'amortissement de cet investissement s'élevant rapidement à plusieurs cen- taines d'euros par MWh. 6 Voir par exemple « Avis sur la transition éner- gétique » de l’Académie des Sciences, 6 janvier 2015,http://www.academie-sciences.fr/activite/ rapport/avis_060115.pdf ou la note d’ana- lyse de France Stratégie, août 2014 « Y a-t-il une place pour l’hydrogène dans la transition énergétique ? » http://www.strategie.gouv.fr/ publications/y-t-une-place-lhydrogene-transi- tion-energetique. 7 http://iramis.cea.fr/spam/Phocea/Vie_des_ labos/Ast/ast.php?t=fait_marquant&id_ ast=1890 8 http://www.cellera.biz/ Figure 1 : Coûts de la production d’hydrogène par électrolyse – Source France Stratégie. 42 REE N°2/2015 L'HYDROGÈNEDOSSIER 1 Il convient de rappeler à ce stade que le prix actuel du gaz sur le marché européen est d’environ 20 /MWh : il faudrait donc diviser par un facteur de 5 à 10 le coût de l’hydrogène ainsi pro- duit pour qu’il puisse être en concur- rence avec le gaz naturel. Les expérimentations ayant déjà lieu en Allemagne corroborent ces évalua- tions. Lors du séminaire organisé par l’ambassade de France à Berlin le 26 juin 2014, un représentant d’EON a cité ora- lement le chiffre de 300 /MWh pour l’hydrogène injecté dans le réseau de gaz dans l’expérimentation menée par cette entreprise à Falkenhagen. Des scénarios présentés par l’AFHYPAC aboutissent au coût de 150 /MWh, soit le tarif d’achat moyen du biométhane, en s’appuyant sur un prix de l’électricité de 20 /MWh, un CAPEX électrolyseur de 700 /kW et un fonctionnement sur 3 500 heures. Des prix du MWh aussi bas pendant des durées aussi longues sont difficile- ment supportables par les producteurs d’électricité. La situation actuelle le prouve : les bas prix de marché actuels (mais plus élevés que 20 /MWh) ont généré une crise majeure des marchés européens de l’énergie, avec des grands électriciens – principalement allemands – se retrouvant dans l’incapacité d’in- vestir ce qui les a amenés à alerter les gouvernements sur de futurs risques de black-out9 . Si toutefois des mécanismes institu- tionnels étaient mis en place permettant de libérer ces investissements mais abou- tissant à des surproductions importantes d’électricité, il en résulterait plusieurs conséquences, à commencer par un coût élevé qui se répercuterait inévitable- ment sur le consommateur d’électricité, et ensuite pour de nombreux industriels 9 Voir entre autres les déclarations du groupe « Magritte » regroupant une dizaine de grands électriciens européens. électro-intensifs (très consommateurs en électricité) qui pourront également prétendre à ces MWh disponibles à bas prix. Le “Power to Heat”10 , moyen de stockage économique, est un bon candidat pour une bonne partie d’entre eux et, de plus, il pourra compter sur l’arrivée des compteurs intelligents et des futurs smart-grids pour se déve- lopper. Par ailleurs, au dire même des Allemands, le renforcement des réseaux est la solution à développer en priorité. Le “curtailment” (qui consiste à stopper les éoliennes en cas de surproduction) s’avère souvent moins onéreux que l’ad- jonction coûteuse d’une installation de stockage. Le curtailment est également la solution préconisée par un think-tank proche du gouvernement allemand, qui ne prévoit pas de besoins de stoc- kage tant que la proportion d’ENR ne dépassera pas 60 % de la consomma- tion11 . Le syndicat de la chimie allemand (VCI) a publié pour sa part une étude en octobre 2013 qui ne voit un avenir à l’électrolyse que si ses coûts baissent drastiquement, ce qui dépend des efforts de R&D et qui souligne qu’une analyse systémique complète doit être menée à bien12 . Le véhicule à hydrogène et l’espoir d’une mobilité décarbonée Être capable de faire rouler des véhicules à l’hydrogène constituerait l’autre grand débouché énergétique de ce gaz. La mobilité H2 était conçue lors 10 Transformation de l’électricité en chaleur par effet Joule (pilotage du chauffage électrique, déclenchement des ballons d’eau chaude électrique, …). La perte de rendement est du même ordre de grandeur que celle de pro- duction d’hydrogène. 11 “Stromspeicher in der Energiewende”, Agora Energiewende, September 2014. 12 Ein Zwischenbericht des Verbands der Che- mischen Industrie (VCI) - “Zukunft der Ener- giespeicher“ Oktober 2013. des premiers chocs pétroliers comme une réponse à la raréfaction des hydro- carbures, avec l’idée récurrente, mais pas encore justifiée par les faits, que la montée inexorable des prix du pétrole rendra cette technologie rentable à un terme pas très éloigné. Aujourd’hui, elle est vue comme constituant égale- ment une réponse majeure à la réduc- tion des émissions de CO2 dans les transports, au problème de qualité de l’air dans les villes (0 particule, moteur silencieux). De manière simplifiée, la technologie du VH2 repose sur un moteur électrique (d’une puissance de l’ordre de 100 kW), une batterie tampon (environ 1 kWh) pour faciliter les accélérations, une pile à combustible (PAC) pour convertir l’hydrogène en électricité et un réser- voir H2 à très haute pression (700 bars). En cela il est très proche d’un véhicule électrique (VE) dans lequel la batterie de capacité est remplacée par la PAC et le réservoir d’H2 , mais qui dispose- rait d’une autonomie bien plus impor- tante (environ 500 km) et d’un temps de recharge beaucoup plus rapide (5 minutes). La pile à combustible est l’élément technologique central du VH2. Des modèles de véhicules roulant à l’hydrogène sont présentés régulière- ment depuis près d’un demi-siècle, le tout premier datant de 1959 (GM avait présenté un prototype de minivan). Un engouement notoire s’est manifesté en 2004, en Californie, avec le plan « autoroutes de l’hydrogène », ou encore au Japon où l’Agence internationale de l’énergie prévoyait dans son rapport an- nuel la commercialisation de cinq mil- lions de VH2 avant 2020. Récemment, des firmes comme Toyota, Honda, Hyundai, Daimler ou BMW se sont lan- cées dans la commercialisation de VH2, qui ont la faveur des médias malgré leur prix très élevé. Pour réussir, le plan actuel de mobilité H2 doit surmonter plusieurs défis : REE N°2/2015 43 L'hydrogène dans la transition énergétique : quels défis à relever ? Défi n° 1 : le coût du VH2 reste encore très élevé en raison du coût de la PAC Si depuis 50 ans les piles à com- bustible ont fait des progrès remar- quables, leur coût varie encore suivant des sources actuelles entre 500 et 2 800 /kWe . Sachant que la puissance du moteur électrique peut aller de 50 à 120 kW suivant les modèles, le coût de la PAC est donc de plusieurs dizaines de milliers d’euros, ce qui en fait de loin le composant le plus cher du véhicule (le réservoir coûte environ 3 000 et le moteur électrique vraisemblablement autant). Sa division par un facteur d’au moins 10 semble donc être le préalable à tout développement significatif de ce type de véhicule. Des divergences d’approche existent quant aux moyens à employer entre ceux qui croient à l’effet de série pour abaisser leur coût et militent pour une aide au déploiement, et d’autres qui considèrent que seules des ruptures technologiques majeures peuvent aider à diminuer le coût des PAC et qui mi- litent pour une R&D accrue, préalable in- dispensable à une pré-industrialisation. Défi n° 2 : le carburant H2 à la pompe est pour le moment plus cher que l’essence ou le gazole, surtout s’il est décarboné Si l’on additionne les coûts de pro- duction par SMR, ceux du transport et de la distribution le coût total de l’H2 fourni à la pompe serait d’environ 10 /kg. Le transport n’est envisagé aujourd’hui que par camion, comme les tube trailers d’Air Liquide, qui transportent 400 kg d’H2 comprimé à 200 et bientôt 500 bars. Le processus de compression est très consommateur d’énergie et le coût est évalué à 2 /kg H2 transporté. Les stations de recharge ont un coût cible de 1 M environ (soit 10 fois le coût d’une station-service convention- nelle). Elles doivent être équipées de compresseurs de plus de 1 000 bars afin de remplir les réservoirs d’H2 à plus de 700 bars. De telles stations n’ont pas encore le droit d’être exploitées en France dans le domaine public par absence de réglementation. Le coût de la distribution serait proche de 5 mais dépend du nombre de VH2 rechargés par jour. Si l’hydrogène est produit par électro- lyse, et donc de manière décarbonée, le coût à la pompe s’élève d’autant. Il est en théorie possible de se passer du transport en produisant l’hydrogène de manière décentralisée, dans la station, mais cela nécessite d’intégrer le coût d’exploitation d’un électrolyseur et les coûts de distribution de l’électricité (qui avoisinent ceux de sa production). La consommation d’un VH2 est com- prise entre 1 et 1,5 kg H2 /100 km selon les sources, la puissance du véhicule et l’utilisation qui en est faite. Il existe très peu de retours d’expérience en la matière qui permettent de se forger une opinion, mais l’analogie avec le VE est aisée : en prenant l’exemple de la Renault ZOE qui a un moteur de 65 kW et consomme entre 15 et 20 kWh/100 km selon son mode d’utilisation, cela laisse supposer une consommation de 23 à 30 kWh pour un modèle de 100 kW, soit encore 1,4 à 1,8 kg H2 /100 km si la PAC a un rendement global de 50 % (1 kg H2 = 33,4 kWh PCI). Un calcul rapide indique un coût de 10 à 15 c environ par km parcouru pour le VH2, suivant que l’hydrogène est produit de manière carbonée ou non. Un véhicule thermique diesel qui consomme 6 l/100 km a aujourd’hui une dépense de carburant hors taxe de moins de 4 c /km, soit 2 à 3 fois moins que le VH2 correspondant. Avec certaines hypothèses, la parité entre l’hydrogène hors taxe et le car- burant taxé peut être obtenue. Des controverses se sont élevées quant à la pertinence de cette différence de traite- ment fiscal. Il convient en premier lieu de noter que l’hydrogène actuellement utilisé dans l’industrie, les applications de niche et les expériences de mobilité provient quasiment uniquement de gaz naturel vapo-reformé. Il n’est donc ni décarboné, ni renouvelable et à ce titre doit supporter les taxes correspondantes. Dans le cas d’hydrogène produit uniquement à partir d’électricité renou- velable, il n’en résulte pas automatique- ment qu’il doive être détaxé ; en effet la TICPE n’est pas uniquement une taxe carbone et la fiscalité routière peut être considérée comme une contribution aux charges générales qui incombent aux carburants. Les biocarburants sont par exemple soumis à la TICPE, avec une exonération certes mais qui se réduit au fur et à mesure et qui n’était censée qu’accompagner le démarrage de la filière. Défi n° 3 : déployer une infras- tructure de transport Transporter l’hydrogène et le distri- buer aux automobilistes oblige à ima- giner des solutions nouvelles. Un tel transport est techniquement possible grâce à des pipelines, mais il est réservé aujourd’hui aux seuls industriels car il nécessite des précautions particulières. Par ailleurs les investissements dans un pipeline véhiculant l’hydrogène sont au moins deux fois plus élevés que pour le gaz naturel et ses besoins énergé- tiques de fonctionnement cinq fois plus importants. Les coûts extrêmement importants qu’impliquerait le dévelop- pement d’une infrastructure hydrogène imposent une distribution par camion. Le transport sur route est cependant moins simple à mettre en œuvre qu’il n’y paraît. Ainsi, un camion-citerne de 40 tonnes, transporte quatre-vingts fois moins d’hydrogène comprimé à 200 bars que d’essence liquide. Même si le pouvoir énergétique de l’hydrogène est bien supérieur à celui des carburants 44 REE N°2/2015 L'HYDROGÈNEDOSSIER 1 pétroliers, il ne faut pas moins de vingt- deux camions de H2 pour transporter l’équivalent d’un seul camion d’essence. Défi n° 4 : assurer la sécurité des installations L’hydrogène est le plus petit des atomes et, sous forme diatomique, le plus léger des gaz. A l’état liquide ou gazeux, l’H2 est particulièrement sujet aux fuites à cause de sa basse viscosité et de sa faible masse moléculaire ; il tra- verse ainsi aisément les parois poreuses et fuit très facilement par les moindres interstices. Il peut donc s’échapper d’un appareil ou d’un circuit qui serait étanche vis-à-vis de l’air ou d’un autre gaz. Il est classé parmi les composés « extrêmement inflammables » et une concentration en hydrogène localement élevée (au-dessus de 4 % dans l’air), par exemple dans une zone morte ou au niveau supérieur d’une capacité, suf- fit à engendrer un risque13 . Même si la sécurité industrielle de l’hydrogène est globalement bien maî- trisée, celle-ci reste cependant à dé- montrer pour les particuliers. L’industrie travaille à des pressions de 200 ou 300 bars, alors qu’il est prévu que les réservoirs de VH2 reçoivent de l’H2 comprimé à 700 bars. Pour des rai- sons économiques, les prescriptions de sécurité seront nécessairement moins draconiennes pour le grand public que dans l’industrie et d’ailleurs des voix s’élèvent en France, mais également dans d’autres pays comme le Japon, pour que la réglementation relative à l’hydrogène soit allégée. 13 A Saint-Fons (69), en 1988, des travaux de meulage sont menés sur un réservoir ayant contenu de l’acide sulfurique. Il a suffi de la présence de 100 g d’hydrogène dans une zone morte où aucune mesure n’a été faite pour causer une déflagration engendrant un mort et deux blessés graves. Un rapport du MEDDE de 2010 (ARIA) fait le recensement des accidents ayant entraîné la mort d’une ou plusieurs personnes depuis 20 ans. Si le véhicule lui-même, et princi- palement le réservoir, subissent des contrôles renforcés, l’utilisation par le grand public rend la probabilité d’un accident non nulle. Par exemple le mauvais entretien du véhicule (par méconnaissance ou négligence des uti- lisateurs) a de fortes probabilités d’en- traîner des fuites (dues à l’usure des joints14 par exemple) qui, si elles ont lieu dans un endroit confiné, peuvent avoir des conséquences proprement drama- tiques. Les autorités compétentes fran- çaises ne semblent pas avoir été saisies de ce problème qui concerne les véhi- cules et les stations de compression. Conclusion L’utilisation de l’hydrogène en tant que vecteur énergétique semble offrir des perspectives séduisantes et continue depuis plusieurs décennies de générer un engouement notoire malgré les tenta- tives infructueuses de déploiement. L’analyse systémique montre en ef- fet, aux conditions actuelles, que toutes les chaînes « production-transport- stockage-utilisation à des fins éner- gétiques » (notamment via des piles à combustible) employant l’hydrogène comme vecteur intermédiaire, envi- sageables à ce jour, sont, même en sup- posant certaines difficultés techniques résolues, dominées par des chaînes énergétiques présentant un meilleur rendement et/ou des coûts d’inves- tissement plus faibles. Selon son utilisation, l’hydrogène vient en substitution soit de l’électricité – mais dans ce cas il est pénalisé par les pertes de rendement et les coûts d’investisse- ment des équipements (PAC, élec- trolyseurs, …), soit du gaz aujourd’hui abondant et relativement bon marché, soit encore du pétrole. 14 L’accident de la navette spatiale américaine Challenger le 28 janvier 1986 est dû à une faille dans les joints toriques. L'AUTEUR Etienne Beeker, après 10 années de R&D dans les systèmes d’infor- mation, a rejoint EDF R&D où il a été amené à s’occuper de modé- lisation et d’optimisation des sys- tèmes électriques. Après plusieurs postes de responsabilité et d’exper- tise dans l’entreprise, il a collaboré ensuite avec l’ADEME, puis avec le CAS devenu France Stratégie (ex Commissariat Général au Plan), sur les questions liées à la prospective énergétique. Il est ancien élève de l’Ecole polytechnique (X72) et titu- laire d’un DEA de systèmes infor- matiques. REE N°2/2015 45 L'hydrogène dans la transition énergétique : quels défis à relever ? Le véhicule thermique profite de l’existence d’une infrastructure de pro- duction-distribution quasi séculaire et son potentiel d’amélioration de ses per- formances ne paraît pas épuisé, si l’on en juge par exemple à l’aune du plan « véhicule 2 l/100 km » lancé par le gouvernement il y a deux ans. La valo- risation des émissions de CO2 évitées compense seulement très partiellement le surcoût du VH2 par rapport au VTh. Le véhicule électrique est un concur- rent sérieux pour la mobilité urbaine et sans émissions de polluants locaux. Si celui-ci fait encore face à des défis liés à l’autonomie et au temps de recharge des batteries, les véhicules hybrides rechargeables semblent présenter un bon compromis15 . Des modèles de ce type sont en développement chez de 15 Rapport du CAS « La voiture de demain : carburants et électricité », J. Syrota, http:// archives.strategie.gouv.fr/fr/content/rapport- la-voiture-de-demain-carburants-et-electricite-0 nombreux constructeurs automobiles et commencent à apparaître sur le marché. Leur maturité économique pourrait bien précéder celle des véhicules à hydrogène. Dans le domaine du stockage de l’électricité, l’hydrogène se retrouve en concurrence avec une multitude de technologies comme le pompage- turbinage hydraulique, le stockage des usages (chaleur, produits industriels), les batteries électrochimiques bien sûr, mais aussi la flexibilisation de la de- mande grâce aux futurs « smart-grids », etc. Des sauts technologiques sont possibles et souhaitables pour que le développement de l’hydrogène énergétique puisse se faire à l’échelle industrielle. Dans son « Avis sur la tran- sition énergétique » du 6 janvier 201516 et citant entre autre l’hydrogène, 16 http://www.academie-sciences.fr/activite/ rapport/avis_060115.pdf l’Académie des sciences soulignait l’im- portance de la recherche et de l’inno- vation : « Contrairement à l’idée répandue par certains, que toutes les solutions existent et qu’il suffirait de les mettre en œuvre, les questions de l’énergie sont loin d’être réglées, et ce pour des rai- sons à la fois scientifiques, techniques, économiques et géopolitiques. Le pro- blème doit être envisagé dans toute sa complexité au travers d’une réflexion permanente sur l’ensemble du système et en s’appuyant sur tous les moyens de la science et de la technologie ».