L’hydrogène électrolytique, une solution de la transition énergétique ?

11/05/2015
Auteurs :
Publication REE REE 2015-2 Dossier L’hydrogène
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2015-2:13540
DOI : http://dx.doi.org/10.23723/1301:2015-2/13540You do not have permission to access embedded form.
contenu protégé  Document accessible sous conditions - vous devez vous connecter ou vous enregistrer pour accéder à ou acquérir ce document.
Prix : 10,00 € TVA 20,0% comprise (8,33 € hors TVA) - Accès libre pour les ayants-droit
 

Résumé

L’hydrogène électrolytique, une solution de la transition énergétique ?

Métriques

9
4
368.96 Ko
 application/pdf
bitcache://6d8ae14523ca5e8bb47ed03bd332ad7a97125370

Licence

Creative Commons Aucune (Tous droits réservés)
<resource  xmlns:xsi="http://www.w3.org/2001/XMLSchema-instance"
                xmlns="http://datacite.org/schema/kernel-4"
                xsi:schemaLocation="http://datacite.org/schema/kernel-4 http://schema.datacite.org/meta/kernel-4/metadata.xsd">
        <identifier identifierType="DOI">10.23723/1301:2015-2/13540</identifier><creators><creator><creatorName>Annabelle Brisse</creatorName></creator><creator><creatorName>Ludmila Gautier</creatorName></creator><creator><creatorName>Sylvain Hercberg</creatorName></creator></creators><titles>
            <title>L’hydrogène électrolytique, une solution de la transition énergétique ?</title></titles>
        <publisher>SEE</publisher>
        <publicationYear>2015</publicationYear>
        <resourceType resourceTypeGeneral="Text">Text</resourceType><dates>
	    <date dateType="Created">Mon 11 May 2015</date>
	    <date dateType="Updated">Thu 26 Jan 2017</date>
            <date dateType="Submitted">Sat 17 Feb 2018</date>
	</dates>
        <alternateIdentifiers>
	    <alternateIdentifier alternateIdentifierType="bitstream">6d8ae14523ca5e8bb47ed03bd332ad7a97125370</alternateIdentifier>
	</alternateIdentifiers>
        <formats>
	    <format>application/pdf</format>
	</formats>
	<version>22637</version>
        <descriptions>
            <description descriptionType="Abstract"></description>
        </descriptions>
    </resource>
.

REE N°2/2015 53 L'HYDROGÈNE DOSSIER 1 L’hydrogène électrolytique, une solution de la transition énergétique ? Par Annabelle Brisse1 , Ludmila Gautier2 , Sylvain Hercberg3 Chef de projet R&D, EIFER1 , Directrice, EIFER2 , Chef de département prospective technologique, EDF3 Hydrogen is an energy carrier which requires energy to be produced and equipment adapted to provide commodities, heat or electricity, for a multitude of uses (heating, mechanical, lighting, data processing...). Hydrogen is produced today almost entirely by steam reforming. Renewable generation by solar and wind is a contribution, alongside nuclear and hydropower, to decarbonization of electricity generation. Hydrogen produced by electrolysis may help control the intermittence of these renewables. Its use relies on the maturity of fuel cells, of equipment for production of synthetic fuels, and of storage. However, the energy system can find a techno- economic benefit if and only if the competitiveness of electrolytic hydrogen is demonstrated in terms of full cost to the end-user. Thereby it is necessary to have the technology roadmaps, and to identify the critical points in the value chain. Electrolysis technologies are not at the same level of maturity. For the time being, alkaline electrolysis is mature. PEM electrolysis (PEMEL) is close to maturity. The high-temperature electrolysis (HTEL) is still R & D, even being the most promising process in terms of performance and cost. The performances of fuel cells for mobility are now stabilized, but cost remains too expensive to get out of a niche market. Methanation and synthetic fuel production are not competitive. Decision making requires now a holistic approach: setting timeframes for the maturity of the components of the value chain, identifying actions, experiment for the technical and economic models, and discriminate the poten- tially competitive applications from those that will not be before long. ABSTRACT L’hydrogène, un vecteur énergétique L’hydrogène requiert de l’énergie pour être produit. Outre son usage di- rect comme agent réducteur dans des procédés industriels, il pourrait aussi être utilisé pour fournir une commo- dité, par exemple de l’électricité ou de la chaleur. De multiples utilisations sont possibles et envisagées ; encore faut-il disposer des technologies de conver- sion afin de restituer une partie de son contenu énergétique. Peut-il s’intégrer à la chaîne de valeur de l’électricité en répondant simultané- ment à plusieurs attentes ? Plusieurs acteurs industriels [1], politiques [2] et académiques [3] en font l'hypothèse en mentionnant notamment le stockage de la production des énergies renouve- lables intermittentes, la décarbonation de la mobilité et la sécurité d'approvi- sionnement des pays ne disposant pas de ressources fossiles, etc. Du point de vue de l'énergéticien, l'électricité est produite au moyen de plusieurs technologies consommatrices de différentes ressources énergétiques primaires et peut être transformée en énergies mobilisables pour une mul- titude d'usages (chaleur, mécanique, éclairage, traitement des données ). Pour la compagnie électrique à la re- cherche de l'efficacité économique et pour la société favorisant l'électricité décarbonée et au moindre coût, l'appel des moyens de production se fait en fonction de l'ordre de mérite et en pri- vilégiant les ressources non carbonées ; de plus, le pilotage du système élec- trique doit être optimisé pour répondre à la problématique d'ajustement de l'of- fre et de la demande puisque l'électri- cité ne se stocke pas. L'arrivée massive des énergies renouvelables solaires et éoliennes est aujourd’hui un espoir pour contribuer, à côté du nucléaire et de l'hy- droélectricité, à la décarbonation de la production d'électricité. Encore faut-il in- tégrer l'électricité intermittente ainsi pro- duite : interconnexions, stockage, leviers de flexibilité peuvent être des réponses à cet enjeu. L'hydrogène fait-il partie de la panoplie des leviers d’action ? Qu’en est-il pour l’hydrogène ? Tout comme l'électricité, on envisage aujourd’hui la diversification des usages de l'hydrogène. Utilisé quasi unique- ment dans l’industrie chimique et pour la production d'engrais, et marginalement dans le spatial et pour disposer d'atmos- phères particulières pour l'industrie du verre et celle des semi-conducteurs, l'hydrogène pourrait par exemple deve- nir « carburant » pour la propulsion de 54 REE N°2/2015 L'HYDROGÈNEDOSSIER 1 véhicules à pile à combustible et agent chimique dans la production de compo- sés carbonés de synthèse. L'électricien pourrait envisager de l’utiliser pour la gestion du système électrique en le considérant comme un moyen flexible de consommation de l'électricité grâce aux technologies d'électrolyse de l'eau et à ses capacités de stockage. Cependant, le système énergétique ne peut y trou- ver un avantage technico-économique que si la compétitivité de l'hydrogène électrolytique est avérée en termes de coût complet pour l'utilisateur final. D'où la pertinence d'examiner la compétiti- vité des solutions hydrogène électroly- tique pour les usages envisagés, ainsi que les coûts objectifs associés. D'où également la nécessité de disposer des feuilles de route technologiques pour les maillons-clés de la chaîne de valeur de l'hydrogène. L’hydrogène, une réponse possible au défi climatique s’il est produit avec de l’électricité non carbonée L’hydrogène aujourd’hui L'usage de l'hydrogène dans l'indus- trie est une réalité depuis plusieurs décennies. Production, stockage et transport sont maîtrisés par les in- dustriels de la chimie et du gaz, par exemple Air Liquide, Linde… [4]. La pureté de l'hydrogène industriel entrant dans la fabrication de nombreux com- posés chimiques tels que l’ammoniac et le méthanol n’est pas problématique. Ces secteurs industriels consomment de l'hydrogène produit à 95 % à partir d'énergies fossiles, dont la moitié issue du vapo-reformage de gaz naturel et dont la production centralisée est la plus attractive financièrement. Comme explicité dans le rapport de la Commission européenne de février 2014 [5], la production d'hydrogène de haute pureté par électrolyse de l'eau s'adresse à des secteurs comme l'agro- alimentaire où l'hydrogène est utilisé pour hydrogéner les huiles végétales ou encore dans la micro-électronique pour la réalisa- tion de soudures de haute qualité. Si l'on s'intéresse maintenant à un autre usage de l'hydrogène en déve- loppement, celui de carburant pour la mobilité, il convient de disposer d'hy- drogène utilisable sans dommage lié à des réactions physico-chimiques per- turbatrices dans une pile à combustible. Cette forme de mobilité électrique, puisque la réaction de l'hydrogène dans la pile à combustible produit de l'élec- tricité alimentant un moteur électrique, requiert un très haut niveau de pureté de l'hydrogène (99,9995 %). Pour obtenir ce niveau de pureté, l'électrolyse est sans doute la technologie adaptée, d'autant plus qu'elle est également un moyen de consommer de l'électricité, en particulier l'électricité produite de façon intermittente ; encore faut-il dis- poser des technologies nécessaires, aptes au suivi de charge, et cela à un coût acceptable. L’hydrogène électrolytique Les technologies d'électrolyseurs sup- portent une modulation en puissance allant en moyenne de 40 à 100 %. Elles représentent ainsi un usage flexible d'électricité. La possibilité de stocker l'hydrogène produit en renforce l'intérêt. La compétitivité de l'hydrogène électroly- tique repose d'une part sur le coût d'ali- mentation électrique, premier poste de coût et d'autre part sur la durée d'utilisa- tion de l'outil de production pour amortir l'investissement aujourd'hui encore très élevé. Comme pour le vapo-reformage de gaz naturel, le coût de production de l'hydrogène par électrolyse a tendance à diminuer avec l’augmentation de la taille des installations, même si cet effet d'échelle est moindre. Cela incite à une première approche : envisager des unités de production centralisée de plusieurs centaines de MW. Mais les coûts d'acheminement de l'hydrogène, hors gazoducs dédiés, sont onéreux et requièrent une logistique importante ; les gaziers industriels ont su en tirer parti pour les usages d’aujourd’hui. Une autre approche consiste donc à produire l'hydrogène là où il est consommé pour s'affranchir des frais de transport. L'électrolyse alcaline est d'ores et déjà mature et utilisable de façon centralisée ou décentralisée, mais elle présente une possibilité de modulation en puissance restreinte et elle fait appel à des électro- lytes corrosifs qui influent négativement sur la durée de vie des installations. L'électrolyse à membrane protonique, développée plus récemment dans des gammes de puissance élevées pour l'ap- plication “Power to Gas”, présente l'avan- tage d'un rendement plus élevé et d'une plus grande flexibilité dans la modulation de puissance. Reste à valider sa durée de vie dans des conditions réelles de fonctionnement. Une dernière technologie d'électro- lyse est en cours de développement pour optimiser le système électrolyseur + procédé catalytique. L'électrolyse à oxyde solide céramique fonctionnant à des températures voisines de 800 °C peut réduire sa consommation élec- trique en intégrant dans son bilan en enthalpie une part d'énergie thermique [6]. La chaleur nécessaire à l'électrolyse haute température peut provenir de procédés catalytiques, faisant de cette technologie la brique idéale pour une production compétitive de carburants de synthèse [7]. L’augmentation du ren- dement et la baisse des coûts d'inves- tissement, compte tenu de l'absence de métaux nobles dans la conception de l'électrolyseur, offrent des perspectives prometteuses à des horizons de temps moyen terme, 2020 pour les prototypes industriels, 2030 pour la maturité. Encore faut-il tenir compte de la nécessité, pour un bon fonctionnement, de maintenir REE N°2/2015 55 L’hydrogène électrolytique, une solution de la transition énergétique ? la température stable ce qui, dans les périodes où les équipements en éner- gies renouvelables intermittentes sont à l'arrêt faute de vent ou d'ensoleillement, conduit à faire appel à de l'électricité produite de façon centralisée ; l'intérêt de l'hydrogène pour la décarbonation interdit alors le recours à une production d'électricité d'origine fossile. L’hydrogène dans ses usages, quelle compétitivité ? Le coût de production de l'hydrogène par électrolyse dépend, en dehors du prix de l'électricité, de plusieurs para- mètres définissant les indicateurs de per- formance des technologies d'électrolyse (tableau 1). Le poids de ces indicateurs est plus ou moins important en fonction des choix d’usages de l’hydrogène électrolytique. Mobilité électrique Les coûts de production de l’hy- drogène par électrolyse alcaline et à membrane protonique avoisineraient les 4 à 6 /kg dans les pays de l’Union européenne dès lors que l'électrolyseur présenterait un taux d'utilisation de 100 % [4, 8]. Pourtant, pour satisfaire à la condition de décarbonation de la mobilité, l'hydrogène produit doit être exempt d'émissions de dioxyde de car- bone, restreignant ainsi les périodes de fonctionnement de l'électrolyseur sur l'année. Dès lors que le taux d'utilisation de l'électrolyseur diminue, ce sont le coût d'investissement et le rendement de l'électrolyseur qui influencent le coût de production de l'hydrogène. En deçà de 60 % de taux d'utilisation de l'élec- trolyseur, une réduction de 12 % de son coût d'investissement [7] serait néces- saire pour maintenir les coûts de pro- duction de l'hydrogène précédemment mentionnés. La Commission européenne ayant fixé un objectif de prix de vente de l’hydrogène pour la mobilité à 10 / kg, ce marché pourrait être accessible à l’électrolyse décentralisée, étant enten- du que le surcoût de la station-service hydrogène serait voisin de 1 à 2 /kg. Le principal levier de développement de cet usage repose maintenant sur les constructeurs d’automobiles qui devront assurer le taux d'usage de ces stations en proposant des modèles de véhicules à pile à combustible compétitifs vis-à-vis des autres types de mobilité (électrique, hybride, diesel ...). Les premiers modèles arrivent sur le marché européen avec Toyota1 qui annonce des prix de vente en 2015 de sa berline à pile à combus- tible compris entre 50 000 et 70 000 . Les dix années à venir détermineront la stabilité de ce nouvel usage de l’hy- drogène et de son intérêt pour décar- boner le transport (responsable d’un tiers des émissions de CO2 en France, pour une consommation en énergie finale de l’ordre de 520 TWh). Plusieurs conditions sont nécessaires pour que cette orienta- tion soit couronnée de succès : atteindre effectivement le coût de production de l'hydrogène par électrolyse mentionné ci-dessus, réduire de façon importante le coût d'acquisition des véhicules en rédui- sant fortement le coût de la pile à com- bustible et celui du réservoir embarqués, 1 Voir dans ce numéro, l’article consacré à la nouvelle chaîne de motorisation à l’hydrogène développée par Toyota. Figure 1 : Station d’étude de l’électrolyse à haute température à EIFER. Crédit photo : P. Stroppa / TOMA. Figure 2 : Schéma de la station-service hydrogène du projet Mobypost sur le site d’Audincourt. Tableau 1. Rendement (% du PCI de l'hydrogène) Coût d’investissement ( /kWe) Durée de vie (années) Coût de maintenance (% annuel du coût d’investissement) Taux de dégradation (% d’augmentation de la tension de cellule/1 000 h) Pression de fonctionnement (bar) 56 REE N°2/2015 L'HYDROGÈNEDOSSIER 1 adopter les mesures réglementaires ex- igeant la certification du caractère non carboné de l'hydrogène utilisé produit par électrolyse. “Power to Gas”, “Power to Liquid” Pour soutenir le développement massif des nouvelles énergies renou- velables, en particulier éolienne et solaire photovoltaïque, et leur intégra- tion dans le système électrique, le con- cept de “Power to Gas” est apparu pour certains pays européens comme l'une des solutions permettant de maîtriser les effets de l'intermittence de la pro- duction d'électricité, notamment les situations où la production dépasse la demande. Le “Power to Gas” désigne en effet la capacité à valoriser les surplus de production ne pouvant être injectés sur le réseau électrique en les utilisant pour la production d'hydrogène injectable dans le réseau de gaz. Plusieurs études ont validé la possibilité d’injecter jusqu'à 10 % en volume d'hydrogène dans le réseau gazier sans contraintes tech- niques pour la plupart des usages du gaz. Mais le mélange de méthane et d'hydrogène dégage dans sa combus- tion une température supérieure à celle de la combustion du méthane seul ; c'est pour cela que la réglementation en vigueur limite la part de l'hydrogène, par exemple en Allemagne à 2 % pour les réseaux de gaz basse pression et 5 % pour les réseaux de gaz moyenne pression. Ce concept est séduisant car il permet de bénéficier d'un réseau ga- zier établi et maillé. Se pose cependant la question de l'équation économique : l'hydrogène à injecter doit être produit par électrolyse, ce qui conduit à un coût de l'énergie qu'il contient nette- ment supérieur à celui du gaz naturel. Par conséquent, plus la proportion d'hy- drogène dans le mélange augmente, plus le coût de l'énergie délivrée aux consommateurs augmente. Par ailleurs, pour augmenter les quan- tités d'énergies intermittentes stockables, des procédés de production de gaz de synthèse développés dans les années 80 sont relancés. Ces procédés cata- lytiques sont basés sur la réaction du dioxyde de carbone CO2 avec de l'hy- drogène H2 pour former du méthane CH4 et de la chaleur (réaction exothermique). L'équation chimique est la suivante : 4H2 + CO2 CH4 + 2 H2 O. Ainsi, la production d’un kilogramme de méthane nécessite un demi-kilo- gramme d’hydrogène et 2,75 kg de CO2 . Si l’on raisonne en PCS (pouvoir calo- rifique supérieur), 1 Mbtu correspond à 22 kg de méthane [9] dont la pro- duction nécessite 11 kg d’hydrogène. Avec 5 le kilogramme d’hydrogène en sortie de l’électrolyseur, et sans comp- tabiliser d’autres dépenses, la fabrica- tion de 1 Mbtu de méthane de synthèse coûte 55 en hydrogène. Sachant le prix du méthane sur la marché du gaz, hier environ à 10 /Mbtu et aujourd’hui environ 6 à 7 /Mbtu en Europe, le méthane de synthèse ainsi produit n’est compétitif que si le CO2 est valorisé de façon à compenser plus de 45 par Mbtu ; cela conduit à une valeur du gaz carbonique extrêmement élevée, bien au-delà de toute réalisation sur le marché du carbone. Stockage d’électricité Comme discuté au début de cet article, l’hydrogène ou même le méthane sont des vecteurs énergétiques dont les usages variés intègrent également la production d’électricité et de chaleur. La réaction inverse de la réaction d'élec- trolyse de l'eau consiste à faire réagir de l'hydrogène et de l'oxygène pour produire de l'eau et en cogénération de l'électricité et de la chaleur. Les piles à combustible ont été développées de longue date pour cet usage et sont en phase de déploie- ment depuis 2 à 3 ans, notamment au LES AUTEURS Annabelle Brisse est chef de projet R&D sur les technologies d’électrolyse et les applications de l’hydrogène électrolytique. Après sa thèse au CEA en France en 2006 sur les piles à combustible à oxyde solide, elle a rejoint l’Institut euro- péen de recherche pour l’énergie en Allemagne (EIFER), pour gérer les projets de recherche sur l’élec- trolyse à haute température. Depuis 2009, le projet dont elle a la gestion intègre les activités de recherche et développement de l’hydrogène électrolytique, des fondamentaux des technologies d’électrolyse aux usages de l’hydrogène. Ludmila Gautier est directrice d’EIFER, l’Institut européen de recherche pour l’énergie (parte- nariat entre l’Institut de technolo- gie de Karlsruhe et EDF). Ludmila Gautier est ingénieure chimiste de formation. Après avoir soutenu sa thèse de doctorat en sciences des matériaux à l’ENSAM, elle a débuté sa carrière en 2000 comme ingé- nieure de recherche chez EDF R&D. Deux ans plus tard, elle intègre EIFER, en tant que chef de projet Piles à combustible. Elle sera nom- mée directrice d’EIFER en octobre 2013. Sylvain Hercberg est chef du département Prospective techno- logique à la direction Stratégie et Prospective d’EDF. Sylvain Hercberg est ingénieur de l’Aéronautique et de l’Espace (1974), Diplômé en électronique et systèmes automa- tiques de l’université Paul Sabatier de Toulouse (1975), Docteur en so- ciologie (Ecole des Hautes études en sciences sociales - Paris 1983). REE N°2/2015 57 L’hydrogène électrolytique, une solution de la transition énergétique ? Japon où elles ont bénéficié de larges programmes de subventionnement. Fonctionnant directement à l'hydrogène dans les usages portatifs ou à partir de gaz pour les applications stationnaires elles offrent dorénavant des rendements électriques supérieurs à 50 %. Considérer l'ensemble de la chaîne électricité-hydrogène et/ou méthane de synthèse-électricité et chaleur apparaît cependant comme peu efficient avec un coût final de l'électricité déstockée à des niveaux prohibitifs par rapport au prix de l'électricité réseau. Dans certaines conditions insulaires ou isolées, ces solutions peuvent néan- moins trouver un marché. Pour réduire le coût de restitution de l'électricité, une nouvelle technologie utilisant les mêmes composants que l'électrolyse à oxyde solide céramique est à l'étude pour réduire l'investissement à un sys- tème fonctionnant de manière réversible électrolyseur/pile à combustible et pour augmenter ainsi son taux d’usage annuel. Pour une approche holistique de l’hydrogène électrolytique, poursuivre les expérimentations Les usages de l'hydrogène électroly- tique présentés dans cet article doivent répondre aux exigences de compétitivité qu'une compagnie d'électricité et ses clients attendent ; cette compétitivité dépend de la maturité des technologies, des différents horizons de temps pour la mise au point des technologies de production et de consommation et des conditions d'industrialisation quand il s'avère que les technologies en question sont proches de la maturité et que, par exemple, démonstrateurs et prototypes ont démontré leur fiabilité. Or, l’environ- nement technologique lui-même est en cours de transformation avec les effets induits par le développement massif des renouvelables intermittentes en besoins de stockage, avec l'arrivée de matériaux et de processus industriels permet- tant la mise en place d'équipements et d'infrastructures adaptés. C'est pour cela que se poursuivent de multiples travaux de recherche et de démons- tration des briques technologiques de la chaîne de l'hydrogène afin d'être en capacité de comprendre les attentes et les contraintes pour les différents usages envisagés. Une phase d'expérimentation des technologies de l'hydrogène est nécessaire afin d'éprouver les modèles technico-économiques aux conditions réelles d'intégration des applications de l'hydrogène électrolytique dans le sys- tème énergétique et de bien discriminer les applications potentiellement com- pétitives de celles qui ne le seront pas avant longtemps. Pour les applications proches de la maturité, des démonstra- teurs pourront permettre de faire évo- luer les réglementations et d'encourager les filières d'usages de l'hydrogène élec- trolytique sur la durée nécessaire à leur stabilisation. Il s'agit donc de fournir les éléments d'analyse pour permettre au décideur politique d'identifier l'approche holistique à mener sur l'hydrogène, de sa production à ses usages avec comme objectif la préservation du climat, c'est- à-dire l'utilisation, si elle est acceptable par les consommateurs, d'hydrogène produit par une électricité décarbonée. Références [1] Siemens a créé en 2012 une filiale dédiée au marché de l’électrolyse PEM, Siemens Hydrogen, http:// www.industry.siemens.com/topics/ global/en/pem-electrolyzer/silyzer/ pages/silyzer.aspx. [2] North Sea Power to Gas platform, http://www.northseapowertogas. com/index. [3] Le Fraunhofer ISE publie de nombreuses études sur le sujet, http://www.ise.fraunhofer.de/en/ business-areas/system-integration- and-grids-electricity-heat-gas/ research-topics/Power to Gas/Power to Gas. [4] FuelCellToday, “Water Electrolysis & Re- newable Energy Systems”, May 2013. [5] Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking, “Development of Water Electrolysis in the European Union”, E4tech Sàrl wit Element Energy Ltd, 2014. [6] A.Brisse,J.Schefold,C.Stoots,J.O’Brien, “ElectrolysisusingFuelCellTechnology”, in Innovation in Fuel Cell Technologies, Royal Society of Chemistry Energy Series, London, United Kingdom, Ed. W. Lehnert and R. Steinberger-Wilckens, ISBN 9781849730334, 267-286, 2010. [7] Q. Fu, C. Mabilat, M. Zahid, A.Brisse, L.Gautier,“Syngasproductionviahigh- temperature steam/CO2 co-electro- lysis: an economic assessment”, Ener- gy & Environmental Science, 3, 10, 1365, 2010. [8] Schlumberger Business Consulting Energy Institute, “Hydrogen Based Energy Conversion”, February 2014. [9] Le pouvoir calorifique supérieur du méthane est de 50 000 kJ/kg.