L’hydrogène vecteur énergétique. Potentiel et enjeux : une mise en perspective

11/05/2015
Auteurs :
Publication REE REE 2015-2 Dossier L’hydrogène
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2015-2:13544
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L’hydrogène vecteur énergétique. Potentiel et enjeux : une mise en perspective

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REE N°2/2015 67 L'HYDROGÈNE DOSSIER 1 L’hydrogène vecteur énergétique Potentiel et enjeux : une mise en perspective Par Jean-François Gruson1 , Pierre Marion2 Directeur expert1 , Ingénieur économiste2 IFP Energies nouvelles It is now widely accepted that alternative fuels will play an increasingly important role in the coming decades, particularly in light of the objectives of the EU in terms of growth, competitiveness, decarboni- sation of transport and diversification of energy sources (specifically to reduce dependence of the transport sector almost exclusively dependent on oil today). Beyond its traditional use as a chemical “booster” in industry process like future BTL pathways, Hydrogen as an energy carrier of the 21st century, despite its inherent advantages (little or no direct discharges associated with its use), is still full uncertainties both economically and energetically. As for the electric vehicles, its interest in addressing the issue of climate change in the transport sector will directly depend on the selected process (SMR or electrolysis) and on the evolution of the electric mix, which will also affect the interest of a hydrogen storage industry for managing the balance between supply and demand of electricity. Finally the respective progress in battery performance on the one hand, the decrease of "PAC” system costs on the other hand will be a key for considering the need of development of a hydrogen infrastructure for mobility. ABSTRACT Introduction Il est aujourd’hui assez largement par- tagé que les carburants alternatifs joue- ront un rôle de plus en plus important dans la décennie à venir, compte tenu notamment des objectifs de l’Union européenne en matière de croissance, de compétitivité, de décarbonation des transports et de diversification des sources d’énergie (afin plus précisément de réduire la dépendance au pétrole, le secteur des transports dépendant aujourd’hui quasi-exclusivement du pé- trole). Les engagements pris au niveau de l’Union européenne de ramener, à partir de 2020, à 95 g de CO2 par km les émissions du parc automobile neuf et de renforcer cet objectif en 2030, en sont une illustration. Cependant, on peut s’interroger, si l’on met à part les véhicules hybrides courants (non rechar- geables) qui représentent aujourd’hui un vrai marché mondial – au 31 décembre 2013, les ventes mondiales cumulées de véhicules hybrides de Toyota Motor Corporation s’établissent à environ six millions d’unités –, sur le manque d’at- tractivité des véhicules alternatifs (moins de 2 % des immatriculations), même si les constructeurs automobiles ont Figure 1 : Consommation d’énergie dans l’Union européenne en 2012 dans les transports. Source : Eurostat. 68 REE N°2/2015 L'HYDROGÈNEDOSSIER 1 récemment multiplié les annonces de sortie de modèles centrés sur l’électrifi- cation de la mobilité (Toyota, Hyundai, Renault, Daimler…). Les options possibles (couple éner- gie-véhicule) sont étudiées depuis longtemps mais présentent toutes une équation économique difficile à résoudre et font face à des problèmes d’infrastruc- tures (carburants gazeux par exemple), de ressources disponibles (biocarbu- rants), de qualité de service (autonomie des véhicules électriques) voire de diver- gence de point de vue sur leur impact environnemental. Enfin l’utilisation de technologies ou de carburants alternatifs dans le transport routier de marchandises et pour les modes de transport maritime et aérien, est négligeable ou limitée à la seule option des biocarburants. L’ambition d’une réduction dras- tique des émissions des gaz à effet de serre (GES) impose de recourir à de nouvelles énergies capables de se sub- stituer en masse aux quantités considé- rables d’énergies fossiles qui répondent aujourd’hui à la demande. Quel rôle pour l’hydrogène à moyen et long terme ? On assiste ainsi depuis quelques dé- cennies, pour des raisons environnemen- tales mais également pour des raisons géopolitiques, à une volonté forte de développement des énergies primaires non fossiles et renouvelables, princi- palement l’énergie éolienne et l’énergie solaire. Ce contexte, renforcé par les fortes pressions pour améliorer la qualité de l’air dans les villes, est favorable à la recherche et au développement de l’utili- sation de l’électricité dans les transports, par voie directe (véhicules électriques ou hybrides) ou via un vecteur énergé- tique intermédiaire, comme l’hydrogène, élément qui présente la particularité de pouvoir être utilisé à la fois dans des ap- plications chimiques et énergétiques, no- tamment en tant qu’énergie embarquée dans le cas des applications mobiles. La voie hydrogène-mobilité se démarque de la filière électrique par des possibilités accrues de stockage d’énergie à bord des véhicules (avec donc des autonomies plus importantes), le compromis « coût du stockage/énergie stockée/puissance de restitution » restant cependant un point de vigilance. Dans le cas du “Power to Gas” (transfert de l’énergie électricité vers de l’énergie chimique), les vecteurs énergétiques sont l’hydrogène et le CH4 -SNG (Synthetic Natural Gas) produit grâce à une étape supplémentaire de méthanation. Sous la forme CH4 -SNG, cette énergie présente l’avantage d’être directement utilisable dans les véhicules GNV, sans adaptation particulière. L’hydrogène, un gaz industriel aujourd’hui Aujourd’hui, l’hydrogène n’est utilisé que dans des applications industrielles, comme intermédiaire de synthèse prin- cipalement. La quantité totale d’hydro- gène produit et consommé en France est de l’ordre de 1 Mt par an. Deux applications industrielles se partagent à parts pratiquement égales l’essentiel de la consommation : le raffinage (désul- furation des produits et conversion des coupes lourdes) et la chimie (principa- lement pour la production d’ammoniac mais aussi pour la chimie hors métha- nol et la métallurgie). Cet hydrogène est produit essentiellement à partir de ressources hydrocarbonnées, le gaz na- turel par le procédé de vaporeformage (Steam Methane Reforming ou SMR en anglais) et le pétrole par le procédé de reformage catalytique (l’hydrogène y étant un co-produit de la production d’essence en raffinerie). Il est égale- ment co-produit dans les usines sidé- rurgiques et de production de chlore. L’hydrogène électrolytique représente actuellement moins de 1 % de la pro- duction nationale. L’hydrogène co-produit représente environ 60 % de la production totale. L’essentiel de cet hydrogène est produit dans les unités de reformage catalytique des raffineries où il est quasi intégralement consommé dans d’autres unités de raffi- nage telles que les hydrodésulfurations. Le projet Hyfrance-3 a donc conclu qu’il n’y avait pas de réel potentiel de récupération d’hydrogène en raffinerie pour des appli- cations de type vecteur énergétique. Figure 2 : Production et consommation d’hydrogène en France – Source : HyFrance 3. REE N°2/2015 69 L’hydrogène vecteur énergétique. Potentiel et enjeux : une mise en perspective. Selon une enquête réalisée dans le cadre du projet HyFrance3 (co-financé par l’ADEME), près du quart de l’hydro- gène produit en France, serait brûlé dans les installations industrielles et serait donc potentiellement récupérable (mais à quel coût ?). Dans tous les cas, la teneur en impuretés, ainsi que le type d’impuretés, seront déterminants pour l’usage que l’on veut en faire ; à cet égard l’industrie du chlore pourrait être un fournisseur privilégié. Les perspectives d’évolution de la consommation d’hydrogène industriel sont clairement orientées à la hausse, (taux de croissance annuel estimé à 4 % en Europe) du seul fait de l’industrie du raffinage, malgré un besoin pour la production d’ammoniac en déclin en raison des politiques de réduction de l’utilisation des engrais azotés. La pro- duction annuelle vers 2030 devrait ainsi être supérieure à 1 Mt/an. Si la sidé- rurgie utilisait de l’hydrogène partout où cela est possible, cela doublerait les quantités totales d’hydrogène produites et consommées en France. Le procédé de vaporeformage, qui fournit aujourd’hui une bonne part de l’hydrogène émet environ 10 t de CO2 par tonne d’hydrogène produit. L’intérêt de produire l’hydrogène par électrolyse alcaline dépend essentiellement du mix électrique utilisé : émissions de 20 t pour le mix électrique européen (sans cap- tage de CO2 ) à 5 t pour le mix français de CO2 par tonne d’hydrogène. En revanche, l’hydrogène électrolytique (de 4 à plus de 8 EUR/kg selon les configurations) demeure significativement plus cher à produire que par la voie vaporeformage (de l’ordre de 2 EUR/kg aujourd’hui) ; le surcoût associé à une valeur du CO2 de 50 EUR/t ( actuellement coté à moins de 10 EUR/t sur le marché européen ETS ou « Emission Trading Scheme») ne serait que de 0,5 EUR/kg. Quel développement attendre pour l’hydrogène à moyen et long terme ? De notre point de vue cela va dé- pendre des réponses apportées aux trois problématiques suivantes : 1- Résoudre l’équation des ENR inter- mittentes/demande (stockage né- cessaire ?) A ce niveau, le questionnement va se concentrer sur l’évaluation à réaliser des besoins réels de moyens de stoc- kage supplémentaires (centralisés ou décentralisés, instantanés ou saiso- nalisés) versus les solutions réseaux (incluant la question des marchés de capacité) ou de l'apport de solutions avant « effacement » de la demande (smart grid). Deux critères pour dis- criminer les différentes solutions de stockage seront déterminants : tech- nique de renvoi sur le réseau (flexi- bilité et réactivité) et économique (coût du MWh). Dans ce cadre, la pertinence de la production d’hydro- gène par électrolyse et son stockage doit être évaluée selon les scenarii envisagés, à savoir l’utilisation di- recte du H2 , dont le coût reste très élevé en comparaison du coût de l’H2 par voie SMR, ou son injection dans le réseau Gaz. En l’état actuel du réseau gaz et en tenant compte de la réglementation européenne en vigueur, un taux d’incorporation de 2 % est aujourd’hui envisagé, ne po- sant aucune contrainte particulière. Par contre, il n’est pas envisageable de stocker un mélange gaz naturel +H2 , dont les proportions seraient trop variables, dans les cavités géo- logiques de stockage classiques du gaz naturel : injecter de l’H2 dans le réseau nécessite donc qu’il soit consommé directement. Le choix du lieu d’injection de l’H2 dans le réseau gaz est alors important. Dans ces mêmes conditions la filière “Power to Gas” avec méthanation (SNG) apparaît peu compétitive du fait du surcoût très élevé de produc- tion du méthane par rapport au prix de marché du gaz naturel (figure 3) : quatre à cinq fois plus chère. Sans subvention, les critères géné- riques de performance des filières “Power to Gas” imposeraient une électricité quasi gratuite pendant toute l’année, ce qui reste irréaliste (exemple : pour une électricité à 0 EUR/MWh, 85 % de l’année, le coût de production du méthane est de 36 EUR/MWh pour une cible de 25 EUR/MWh, prix courant sur le marché européen.). Si l’on s’intéresse maintenant à la filière “Power to Power” où l’hydrogène est reconverti en électricité (via une PAC ou une turbine à gaz voire un cycle combiné adapté), le bilan économique est également défavorable. Dans une Figure 3 : Estimation du coût de production du méthane de synthèse en France – Source : IFPEN. 70 REE N°2/2015 L'HYDROGÈNEDOSSIER 1 optique « gestion des intermittences » (éolien par exemple), la réduction du temps d’utilisation des installations (électrolyseur et pile à combustible/ turbine à gaz) pénaliserait fortement le prix de revient du méthane et de l’élec- tricité au réseau, malgré un prix moyen de l’électricité à la baisse en entrée de l’électrolyseur (~20 EUR/MWhe pen- dant 15 % du temps ou 1 290 h par an conduit à un prix de revient d’envi- ron 130 EUR/MWh et 200 EUR/MWh pour respectivement l’hydrogène et le méthane de synthèse, et près de 300 EUR/MWhe pour l’électricité restituée au réseau. En l’état actuel des coûts des éner- gies fossiles et en tenant compte de la maturité industrielle des systèmes de transformation d’énergie envisa- gés pour le “Power to Gas” (électro- lyseur, méthanation, PAC, turbine à gaz…), le bénéfice du “Power to Gas” pour la gestion de l’intermittence des ENR apparaît difficile à établir même au regard des échéances 2030 (hausse du prix du brut et de la part des ENR dans le mix électrique). Dans le cadre des tarifs de rachat du biométhane actuellement en place, on peut identifier une niche poten- tiellement rentable : la méthanation du CO2 produit dans une installation de biogaz avec extension du tarif de rachat bonifié existant du bio-CH4 produit (100-125 Eur/MWh selon taille de l’installation mais plafonnée à 200 Nm3 /h). Enfin la problématique de l’inté- gration éventuelle d’une filière de stockage de l’électricité passant par l’hydrogène soulève un questionne- ment multiple et notamment : au-delà des solutions plus clas- siques (STEP, réseau, mécanisme de capacité, smart grid, effacement de la demande…) pour éviter le risque et le coût associés à un éf- fondrement du système électrique ou à une surproduction (arrêt des productions excédentaires) ; kWhe fourni ex stockage « hydro- gène » (de 200 à plus de 800 EUR/ kWhe selon les configurations) et le prix de marché du kWh au moment de la restitution au réseau, avec en contrepoint l’enjeu d’une pos- sible mutualisation du surcoût sur l’ensemble de la consommation d’électricité. 2- Résoudre l’équation autonomie/ temps de recharge du véhicule élec- trique A ce niveau, si l’électrification du trans- port routier apparaît comme une solu- tion attractive par rapport aux objectifs de réduction des émissions de GES (sous réserve de l’empreinte carbone de l’électricité produite) pour lutter contre la pollution urbaine (particules et oxydes d’azote) et pour réduire la dépendance au pétrole, la forme qu’elle prendra reste ouverte : hybri- dation thermique/électrique (HV), hybridation rechargeable (PHV), véhi- cule électrique avec batterie (VE) et véhicule électrique avec prolongateur d’autonomie VE-RE (RE : Range exten- der, avec pile à combustible ou moteur thermique dédié). Les biocarburants consommés dans les moteurs ther- miques viendront en complément . Dans tous ces cas, le surcoût inhé- rent à la technologie est important et, dans le cas des véhicules rechar- geables par l’électricité, le réseau électrique et la distribution électrique deviennent un point de vigilance. Si l’on se concentre sur la mobilité des personnes et si l’on considère que la demande des usagers reste orien- tée sur une véhicule « polyvalent » (courte et longue distance) et dans les connaissances actuelles du po- tentiel des batteries, le credo de cer- tains constructeurs (Toyota) est soit LES AUTEURS Jean-François Gruson est ingé- nieur diplômé de l’École natio- nale supérieure des industries chimiques (ENSIC) de Nancy. Il a occupé différents postes de res- ponsabilité au sein du ministère chargé de l’énergie, de l’AIE puis de l’IFP. Il est actuellement directeur expert à l’IFP Energies nouvelles. Son champ d’expertise technico- économique couvre dont le raffi- nage, la pétrochimie, la bio éco- nomie et les transports. A ce titre il coordonne les activités scienti- fiques de la direction Economie et veille, en particulier dans les do- maines de la prospective énergé- tique. Il a occupé précédemment. Il est ou a été membre de plusieurs groupes de travail internationaux ou nationaux, de l’Association française des techniciens du pétrole et de la société française de chimie. Pierre Marion est ingénieur diplô- mé de l’Ecole nationale supérieure de chimie de Paris et de l’Ecole nationale supérieure des pétroles et de moteurs. Il est ingénieur en évaluation économique à l’IFP Energies nouvelles. Il a exercé des fonctions d’ingénieur, de chef de projet et d’expert au sein d’Axens, du BEICIP, d’Air Liquide et de l’IFP Energies nouvelles. Depuis 2007 il exerce son expertise au sein du département Économie et évalua- tion environnementale de la direc- tion Économie et veille d’IFPEN. Il est responsable de l’évaluation technico économique des filières de substitution du pétrole et de la filière de captage de CO2 . Il est membre de l’Association française des techniciens du pétrole. REE N°2/2015 71 L’hydrogène vecteur énergétique. Potentiel et enjeux : une mise en perspective. le PHV (Plug-in Hybrid Vehicle) soit le VE équipé de PAC (pile à combus- tible), avec dans ce dernier cas les épineux problèmes du réseau de dis- tribution de l’H2 et de son stockage à bord des véhicules. Indépendemment de l’évolution res- pective du coût des deux types de véhicules, une estimation peut être faite du coût énergétique de ces deux options sur une base de 100 km : moyen de gamme “plug-in” est estimée sur le cycle normalisé européen “NEDC” (New European Driving Cycle) à 2,1 litres d’essence, complétés de 7 kWh d’électricité. En prenant un prix essence TTC à 1,5 EUR/litre et le tarif de base élec- trique à 0,14 EUR/kWh, on aboutit à environ 4,2 EUR aux 100 km ; un véhicule PAC/H2 est estimée 1 kg d’hydrogène pour 100 km et le prix de l’hydrogène (filière électro- lyse) peut être estimé (en incluant la TVA mais aucune autre taxes) à 10 EUR par kilo d’où un coût de 10 EUR au 100 km ; 150 000 km des deux véhicules, l’écart en défaveur du véhicule PAC/ H2 monte à 8 700 EUR, qui devrait être compensé par un écart de prix d’achat du même ordre en en sa faveur (alors que la fiscalité considé- rée est très favorable à l’hydrogène). Avec des hypothèses encore plus fa- vorables (prix du carburant à 2 EUR/ litre, correspondant à un prix du brut de 170 USD/Bbl ou à un accroisse- ment de la fiscalité, prix et consom- mation d’hydrogène à 8 EUR/kg et 0,8 kg/100 km), cet écart est réduit à 1 800 EUR. Les offres actuelles de véhicule à PAC montrent que le surcoût à l’achat est sans com- mune mesure avec ces écarts liés à la seule consommation d’énergie. L’effet de production à petite échelle de ces véhicules expliquent par- tiellement leur coût de production élevé, cependant, la technologie requise pour un véhicule électrique équipé d’une PAC reste onéreuse. Là aussi, la question sera de savoir si les bénéfices apportés par ce genre de véhicule sont supérieurs au sur- coût de possession. Derniers éléments de prospective à évaluer au-delà de 2035 : de l’air avec une consommation « résiduelle » de carburants ; l’évolu- tion du mix électrique sera détermi- nant pour le bilan GES (gaz à effet de serre de ces filières) ; - bilité en carburants provenant des énergies fossiles (consommation résiduelle de liquides autour de 1 à 2 litres) ; - cules à batterie (300 km ?) ; respectifs des voitures hybrides et des voitures à PAC (effet coût des compo- sants et effet facteur d’échelle). 3- Maximiser/augmenter la produc- tion de biocarburants (liquides ou gazeux) Dans les filières de biocarburants liquides de 2e génération de type “BTL” (Biomass to Liquid : gazéïfica- tion de la biomasse en CO + H2 puis synthèse Fischer-Tropsch), un apport d’hydrogène externe1 peut être envi- sagé pour maximiser le rendement massique de la filière, en évitant la « perte de carbone » occasionnée par la réaction de “water gaz shift“. Mais cette solution est aujourd’hui non compétitive : en effet l’utilisation de l’hydrogène ex-électrolyse alcaline avec une électricité d’origine éolienne cou- 1 Dans l’enchaînement classique, l’hydrogène nécessaire est fourni par la réaction de gaz à l’eauoudewatergasshift:CO+H2 O CO2 +H2 . plée au réseau (production constante sur 7 900 heures) dans une usine de biodiesel n’est pas rentable dans l’état actuel des technologies : la valeur maxi- male pour cet hydrogène pour ne pas augmenter le coût de production du li- quéfiat est de l'ordre de 2 EUR/kg, pour un coût de production ex-électrolyse autour de 4 EUR/kg environ. Enfin, quand l’électricité est d’ori- gine renouvelable ou décarbonée, cet apport d’hydrogène extérieur n’a pas d’impact sensible sur les émis- sions de CO2 du puits à la roue de la filière BTL, qui permet dans tous les cas considérés une réduction des émissions de CO2 de plus de 90 % par rapport à la filière pétrolière, en se basant sur les facteurs d’émissions moyens de la filière2 . Conclusion L’hydrogène vecteur énergétique du 21e siècle, malgré ses avantages intrin- sèques (peu ou pas de rejets liés à son utilisation) reste encore empreint de nombreuses incertitudes tant du point de vue économique qu’énergétique. Comme pour le véhicule électrique, son intérêt dans le transport vis-à-vis de la question du changement climatique va directement dépendre de l’évolu- tion des mix électriques, qui influera également sur l’intérêt d’une filière de stockage d’hydrogène pour gérer l’équi- libre offre-demande de l’électricité. Enfin les progrès respectifs sur les per- formances des batteries d’une part, la baisse des coûts des systèmes « PAC » d’autre part seront l’une des clés pour envisager un développement d’une in- frastructure hydrogène pour la mobilité. 2 Source : rapport du JRC – Joint Research Cen- ter of European Commission, Eucar and Con- cawe : Well-to-wheels analysis of future auto- motive fuels and powertrains in the European context – Well-to tank Report Version 4.a, edi- tion 2014 – http://iet.jrc.ec.europa.eu/about- jec/sites/iet.jrc.ec.europa.eu.about-jec/files/ documents/report_2014/wtt_report_v4a.pdf