Peter Qvist-Sørensen Directeur adjoint de l’International Management Institute et directeur du Center for International Industrial Solutions, Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften
Des défis à relever sur la voie de zéro émission nette
Le zéro émission nette nécessite l’électrification sans CO2 de toute la production et consommation d’électricité, y compris de l’hydrogène sans carbone. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), l’hydrogène sans carbone devrait représenter 30% de la consommation de carburant dans le secteur des transports en 2050 et 10% de la consommation totale d’énergie finale dans le scénario du zéro émission nette pour l’énergie.
La tâche est immense car il ne s’agit pas seulement de remplacer la production mondiale actuelle d’environ 95 millions de tonnes d’hydrogène (sur la base de combustibles fossiles) mais aussi d’utiliser de l’hydrogène sans carbone pour les produits chimiques de base (par ex. l’ammoniac et le méthanol mélangés à du CO2 et les engrais) et pour les secteurs industriels qui ne peuvent pas ou difficilement passer à l’énergie électrique dans leur production (par exemple l’acier, le ciment et le verre), ainsi que de nouveaux carburants pour les transports (par exemple les camions, les bus, les bateaux et les avions). Actuellement, seul 0,1% de l’hydrogène est produit sans émission de carbone.
L’AIE prévoit que la demande d’hydrogène atteindra 180 millions de tonnes d’ici 2030, dont environ 50%, soit 90 millions de tonnes, seront produites sans carbone (hydrogène «vert») et à faible teneur en carbone (hydrogène «bleu»). Pour 2050, les chiffres correspondants du zéro émission nette sont de 475 et 450 millions de tonnes par an.
Quatre défis principaux
L’UE, les États-Unis et d’autres pays importants de l’OCDE comme le Japon ont clairement indiqué que l’hydrogène sans carbone était une condition essentielle pour atteindre les objectifs climatiques convenus.
Il est également généralement admis que la principale technologie de production d’hydrogène sans carbone sera l’électrolyse, qui sera principalement alimentée par des installations spécialisées dans les énergies renouvelables et, dans une moindre mesure, par l’énergie excédentaire des installations existantes et l’énergie nucléaire.
Cependant, il y a au moins quatre grands défis et décisions à prendre sur cette voie,
1. Une énergie renouvelable en quantité suffisante pour produire la quantité d’hydrogène sans carbone requise.
2. La transmission et la distribution de l’hydrogène du site de production vers les principaux centres de distribution et les clients.
3. Les aspects environnementaux.
4. Concurrence pour les incitations financières et l’innovation technologique afin de promouvoir la transition énergétique (hydrogène).
- Une énergie renouvelable en quantité suffisante pour produire la quantité d’hydrogène sans carbone requise
Selon l’AIE, la production d’hydrogène sans carbone en zéro émission nette nécessitera la même quantité d’énergie (renouvelable) que le secteur des transports, soit environ 2 500 TWh d’ici 2030 et environ 11 500 TWh d’ici 2050, soit environ 18,3% de la demande énergétique totale. À titre de comparaison: en 2023, un total d’environ 430 TWh a été produit à partir de sources d’énergie renouvelables.
2. La transmission et la distribution du site de production vers les principaux centres de distribution et les clients
La transmission et la distribution d’hydrogène propre représentent un défi majeur. En Europe comme aux États-Unis, on discute de l’utilisation de gazoducs spéciaux ou de l’ajout d’hydrogène aux gazoducs existants. En principe, il existe trois possibilités pour le transport de l’hydrogène depuis le lieu de production, à proximité des sources d’énergie renouvelables, jusqu’aux principaux centres économiques,
1. Sous forme de gaz comprimé, soit pur, soit mélangé au gaz naturel.
2. Sous forme de liquide, soit pur, soit refroidi à moins 253° C, soit mélangé à d’autres molécules avec la méthode LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carrier).
3. Conversion de l’hydrogène sur le site de production en produit final, par exemple l’ammoniac ou les carburants Power-to-X, puis transport de ces produits vers leur destination finale.
Le mode et le coût de la transmission sont directement liés à la distance et au volume. En outre, les pertes de conversion sur le lieu de production ou sur le lieu d’utilisation jouent un rôle important. Chaque méthode de transmission et de transport implique une perte d’énergie due à l’énergie nécessaire à la compression, à la liquéfaction ou à la transformation. En raison de la très faible densité énergétique de l’hydrogène, il est essentiel d’utiliser des méthodes de transport qui minimisent les pertes d’énergie.
Selon l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA) , des pipelines couvrant des distances allant jusqu’à sept mille kilomètres en Europe seraient la méthode la plus rentable. En Europe, les principaux opérateurs de réseaux de transport de gaz naturel (GRT) proposent d’étendre leur réseau de gazoducs existant en y ajoutant un mélange de gazoducs dédiés à l’hydrogène et de gazoducs transportant un mélange de gaz et d’hydrogène, via un «European Hydrogen Backbone (EHB)» comprenant cinq corridors d’approvisionnement en hydrogène, qui devraient être achevés d’ici 2040.
Le développement de ces réseaux est confronté à plusieurs défis, tant techniques que politiques et environnementaux. Le fait que l’hydrogène soit le plus léger de tous les gaz (14 fois plus léger que l’air, avec un poids de seulement 89,9 grammes par m3) et en même temps le gaz ayant le contenu énergétique spécifique le plus élevé par kilo lorsqu’il est liquéfié, crée des défis particuliers en ce qui concerne les méthodes de transport et de distribution.
Bien qu’il semblerait évident d’utiliser le vaste réseau de gazoducs existant pour le gaz naturel, ceci est «plus facile à dire qu’à faire». Enagas, l’opérateur du réseau de transport espagnol qui transporte actuellement le gaz naturel par gazoduc en Espagne et du Portugal vers la France, est considéré comme un acteur important dans les projets visant à approvisionner l’Europe en hydrogène sans carbone et à atteindre une consommation zéro (d’ici 2050).
Selon Enagas, les principaux problèmes liés à la décarbonisation du système énergétique à court et moyen terme sont la création d’une demande et d’une production rentable, ainsi que l’équilibre entre les trois vecteurs énergétiques que sont la production, le transport et le stockage.
Enagas peut mélanger de l’hydrogène dans les gazoducs, sous réserve des restrictions quantitatives suivantes:
– Au niveau des consommateurs finaux, 20% maximum sans modification des installations de gaz existantes.
– Pour les pipelines et les stations de compression, 10% maximum, si l’équipement n’est pas modifié.
– Pour le stockage temporaire de gaz max. 5%.
Enagas estime donc que seuls 3 à 5% de la quantité énergétique de l’hydrogène peuvent être transportés via les gazoducs existants. D’autres méthodes de transport, y compris des gazoducs spéciaux, l’utilisation de la méthode LOHC, l’ammoniac ou encore des lignes de courant continu haute tension (CCHT) spéciales, sont examinées dans un document séparé qui traite également des problèmes particuliers de la Suisse en matière de connexion au réseau européen (European Backbone).
3. Aspects environnementaux
Les aspects environnementaux tels que l’occupation des sols pour les parcs solaires ou la consommation d’eau pour la production d’hydrogène par électrolyse dans des zones géographiques qui souffrent déjà d’une pénurie d’eau sont moins importants.
Les hommes et la terre
Selon le ministère espagnol Ecological Transition and the Demographic Challenge (pour la transition écologique et le défi démographique), tout le monde n’est pas ravi du développement d’installations pour l’utilisation des énergies renouvelables, et en particulier des panneaux photovoltaïques.
L’utilisation des terres pour ces installations est de plus en plus critiquée. En outre, la transition énergétique est entravée par la durée relativement longue de la construction des lignes à haute tension, des installations photovoltaïques et des éoliennes.
L’eau
Pour produire un kilo d’hydrogène par électrolyse, il faut environ neuf litres d’eau purifiée.Selon l’origine de l’eau douce, l’ensemble du processus de production peut nécessiter beaucoup plus d’eau.
Selon les données du bureau d’études GHD, basées sur des études menées en Australie, la production d’hydrogène vert nécessite jusqu’à 59 litres par kilo d’hydrogène lorsque l’eau brute est préalablement filtrée par osmose inverse. Cela signifie que pour atteindre l’objectif de l’Union européenne de produire 10 millions de tonnes sur le territoire national, il faut compter entre 90 et 590 millions de m3 d’eau par an. En cas de production d’hydrogène sans carbone dans les domaines des «combustibles fossiles» actuels, cette quantité d’eau ne devrait pas poser de problème car l’hydrogène sans carbone remplacerait la production dans l’industrie pétrochimique qui utilise déjà des quantités considérables d’eau pour sa production.
En revanche, si les électrolyseurs sont exploités dans des zones d’ensoleillement maximal, à proximité de grands parcs photovoltaïques, la situation est différente. Ici, la production entre en concurrence avec l’agriculture pour l’eau car dans les zones sèches, le stress hydrique est élevé.
À titre de comparaison… Pour cultiver un kilo de tomates, il faut 63 litres d’eau. Un m3 d’eau correspond à 1 000 litres, ce qui suffit pour produire environ 16 kilos de tomates soit 16 000 tonnes par million de m3 d’eau. La quantité de 10 millions de tonnes d’hydrogène prévue par l’UE correspondrait donc à 1 444 000 – 9 440 000 tonnes de tomates par an si tout l’hydrogène sans carbone était produit par électrolyseurs, soit 23,2% – 152,3% de la production de 6,2 millions de tonnes de tomates en Europe en 2022. En Espagne, l’agriculture représente déjà 80% de la consommation totale d’eau.
4. Concurrence pour les incitations financières et l’innovation technologique
L’Europe et les États-Unis ont pris des chemins différents pour faire progresser l’hydrogène sans carbone et atteindre les objectifs de zéro émission nette d’ici 2050. Les États-Unis encouragent la création d’installations de production et la demande grâce aux crédits d’impôt prévus par le «Inflation Reduction Act».
L’Union européenne opte pour un mélange de subventions directes et d’instruments financiers spécifiques tels que la banque de l’hydrogène. Les deux approches continentales rivalisent donc pour attirer les investisseurs et les nouvelles technologies afin d’ouvrir la voie. Selon le Financial Times, les États-Unis ne rattrapent pas seulement leur retard sur l’Europe (UE) mais sont également en tête pour ce qui est d’attirer les investissements dans les installations et technologies de production d’hydrogène sans carbone
Pour terminer
Il ne fait aucun doute que l’hydrogène sans carbone jouera un rôle important dans la transition énergétique mondiale vers un «zéro émission nette» en 2050.
Les gouvernements soutiennent la mise en place d’une chaîne d’approvisionnement et d’une structure de la demande viables par le biais d’incitations financières et d’un soutien législatif direct. Cependant, certains défis fondamentaux devront être relevés au cours de cette décennie si l’on veut que les promesses deviennent réalité.
Parmi les quatre défis décrits, le développement de ressources énergétiques renouvelables suffisantes et les questions environnementales sont les plus importants. Il s’agit notamment de gérer les problèmes liés au sol et à la pénurie d’eau dans les régions géographiques qui se prêtent le mieux aux grandes installations photovoltaïques. En outre, les nouvelles capacités nécessaires pour les énergies renouvelables sont en concurrence directe avec les besoins considérables de la société en matière d’électrification afin de réduire considérablement l’utilisation des combustibles fossiles.
Les problèmes de transmission et la concurrence continentale doivent également être résolus mais il est fort probable que les modèles commerciaux correspondants trouveront ici les solutions optimales. Enfin, pour augmenter la demande en hydrogène dans les industries où la dégradabilité est difficile et pour les carburants, on pourrait finalement envisager de soutenir une production croissante d’hydrogène «bleu» (avec CSC) jusqu’à ce que les forces du marché prennent le dessus et de permettre que l’électricité nucléaire excédentaire soit considérée comme une énergie renouvelable afin de développer les capacités d’électrolyseurs nécessaires jusqu’à ce que suffisamment d’installations photovoltaïques et éoliennes aient été installées.