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Débat : L’hydrogène produit par les seules renouvelables ? Ni possible, ni durable

Train à l'hydrogène entrant en gare
Train fonctionnant à l’hydrogène. Shutterstock

L’hydrogène suscite un intérêt grandissant mais cette médiatisation de la filière traduit souvent une grande confusion sur un sujet qui, depuis Jules Verne (1875), n’a cessé d’alimenter les utopies. On pense ici à J.B.S. Haldane (1923) et, plus près de nous, Jeremy Rifkin et son Économie hydrogène (2002).

Trois objectifs différents sont visés dans les différents « plans hydrogène » rendus publics récemment.

  • Un « verdissement » de la production d’hydrogène de 1 Mt/an en France et 60 Mt/an au niveau mondial pour les industriels « non énergétiques », soit les secteurs de la chimie, de la production d’ammoniac et d’engrais et du raffinage de produits pétroliers.

  • Un développement des usages énergétiques de l’hydrogène pour décarboner la mobilité lourde (trains, bus et poids lourds) et les réseaux de distribution de gaz.

  • L’utilisation de l’hydrogène comme moyen de stockage/déstockage permettant l’intégration des renouvelables dans le mix électrique.

Ces trois objectifs sont-ils atteignables par le seul recours à l’électricité des renouvelables, comme certains l’appellent de leurs vœux ?

La Commission européenne considère elle-même cette option comme la seule pertinente, sans aucune argumentation sérieuse toutefois, hormis la baisse avérée mais trompeuse, des coûts de l’électricité renouvelable (solaire photovoltaïque et éolienne) pour produire l’hydrogène par électrolyse.

On mesure là très probablement l’influence de Jeremy Rifkin, qui écrivait dans L’Économie hydrogène :

« Si cette nouvelle technologie n’est pas abandonnée aux grands fournisseurs d’électricité, les piles à combustible permettront à chaque être humain de produire et même d’échanger sa propre électricité. L’ensemble de nos institutions économiques, politiques et sociales, ainsi que nos modes de vie s’en trouveraient transformés. »

Aujourd’hui, seule une estimation précise des ordres de grandeurs et un regard objectif posé sur la formation du coût de production de l’hydrogène par électrolyse, permettent de comprendre que ces objectifs ne peuvent avoir ni le même niveau de priorité, ni forcément aller de pair.

L’impossible compétitivité

Pour comprendre la formation du coût de production d’hydrogène par électrolyse – un procédé trois fois plus coûteux environ en énergie que le vaporeformage de gaz naturel utilisé presque exclusivement aujourd’hui –, il faut non seulement prendre en compte le prix de l’électricité mais aussi les coûts d’investissement et de maintenance des électrolyseurs.

Comment imaginer que l’utilisation des seuls surplus d’électricité renouvelable, comme l’avancent les différents plans hydrogène, permettrait d’assurer des coûts compétitifs de production d’hydrogène par électrolyse ?

Ces surplus sont construits par accumulation des excédents générés de manière intermittente tout au long de l’année, aux instants où la puissance produite excède la puissance consommée et qui, du fait du fonctionnement du marché de l’électricité, peuvent être vendus à prix très bas, voire négatifs.

Dans ce mode de production, les coûts d’investissement et de maintenance d’installations, nécessairement largement surdimensionnées, domineraient très largement dans la formation du prix au kg de l’hydrogène produit. Les électrolyseurs doivent en effet être dimensionnés à la puissance maximale, même si dans le cas d’alimentation par les surplus, cette puissance n’est atteinte que sur un nombre d’heures très réduit à l’année.

Des études détaillées de l’IEA et, pour la France, de RTE soulignent clairement ce point.


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La question centrale des électrolyseurs

Quelques illustrations chiffrées – reposant sur les lois de la physique, les performances actuelles des électrolyseurs et les perspectives des besoins exprimées dans les plans – permettent d’appréhender l’énormité du défi que représente la production massive d’hydrogène décarboné par électrolyse, dans l’optique d’une neutralité carbone pour 2050.

Pour produire 1 kg d’hydrogène – dont le contenu énergétique de 35 kWh équivaut à celui d’environ trois litres de pétrole et correspond, en gros, à l’énergie stockable dans une batterie automobile de 300 kg – par électrolyse, il faut, en tablant sur un rendement actuel de 70 %, dépenser 50 kWh d’électricité. Soit, en prenant le tarif de 42 €/MWh du mécanisme ARENH, 2,1 €/kg.

L’amélioration du rendement des électrolyseurs permettrait de se rapprocher du coût de production par vaporeformage – soit environ 1,5 €/kg. Mais il faut encore ajouter la contribution du coût d’investissement et de maintenance des électrolyseurs, qui dépend on l’a vu fortement de leur temps d’utilisation.

Il faudra donc une baisse drastique du coût des électrolyseurs pour rendre le procédé compétitif.

La situation la plus favorable, car évitant les surcoûts liés au surdimensionnement, correspondra toujours à celle où les électrolyseurs fonctionnent à leur capacité maximale sur la plus longue partie de l’année, c’est-à-dire aux facteurs de charge les plus élevés.

Doubler la production d’électricité

La première ambition du plan hydrogène français consiste à substituer totalement 400 kt d’hydrogène décarboné à celui produit par vaporeformage.

Quelle quantité d’électricité faut-il consommer pour y parvenir ? Environ 20 TWh… ce qui requiert une puissance d’électrolyse minimale de l’ordre de 2,5 GW, mais qui devrait être jusqu’à dix plus élevée en utilisant les seuls surplus d’électricité renouvelable.

Avec un coût d’investissement et de maintenance minimal de l’ordre de 1300 €/kW actuellement, cela fait au total, pour des électrolyseurs fonctionnant à pleine charge toute l’année, plus de 3 milliards d’euros au minimum !

Même en espérant une division par deux du prix des électrolyseurs, il faudra d’énormes investissements pour installer une puissance suffisante permettant d’aller au-delà du verdissement de l’hydrogène consommé par l’industrie.

Le plan français ambitionne de substituer, d’ici 2050, 20 % de la consommation finale d’énergie, ce qui correspond actuellement à 31 Mtep de ressources fossiles. Il faudra pour cela produire environ 10 Mt H2/an, nécessitant de l’ordre de 500 TWh d’électricité, ce qui impliquerait donc un doublement de la production nationale.

Comment pourrait-on faire face à une telle augmentation ? Avec l’éolien off-shore ? Son potentiel est estimé pour la France à une capacité de 22 à 30 GW – 65 et 85 TWh/an dans le meilleur des cas. Avec le solaire PV ? La dizaine de GW installés fin 2019 ont produit au plus 12 TWh en 2019.

12 TWh, c’était aussi la production annuelle de la centrale nucléaire de Fessenheim. Une telle centrale alimentant 1,5 GW d’électrolyseurs produirait 250 ktH2/an. Avec les 3 000 éoliennes de 2 MW de puissance unitaire, pouvant permettre de produire chaque année la même quantité d’énergie, il faudrait pour cela, compte tenu de la différence de facteur de charge, installer une capacité d’électrolyse de l’ordre de 9 GW, c’est-à-dire six fois plus grande.

Le nucléaire reste incontournable

Le solaire et l’éolien ne permettront jamais de produire, en France, les énormes quantités d’électricité requises si l’on veut substituer l’hydrogène aux ressources fossiles ; quant à son rôle d’intégrateur des renouvelables – systématiquement mis en avant –, il ne va pas du tout de pair avec les deux premiers objectifs.

Si la priorité est bien de trouver avec l’hydrogène – directement ou indirectement par la production de carburants de synthèse à base d’hydrogène –, un substitut aux ressources fossiles carbonées, en le produisant donc à partir d’électricité décarbonée, il faut nécessairement combiner optimisation des investissements dans les électrolyseurs, en les faisant fonctionner avec la plus forte charge annuelle, et électricité à bas coût.

L’idée d’utiliser pour cela l’électricité produite à partir de sources renouvelables et surtout ses surplus, pourtant séduisante, s’avère être la plus coûteuse et aussi la plus gourmande en ressources minérales. Cela s’explique déjà par le nécessaire surdimensionnement des installations évoqué plus haut, et pourrait s’avérer encore plus crucial si l’on choisissait l’option des électrolyseurs de type PEM (membranes à échange de protons), qui ne peuvent éviter pour le moment le recours à l’utilisation de métaux nobles. Ce n’est clairement pas une solution durable et à laquelle donner la priorité des investissements.

D’autant que le solaire et l’éolien ne permettront jamais de produire les énormes quantités d’électricité requises. Les Allemands en ont bien conscience, leur plan hydrogène prévoyant l’importation massive d’hydrogène. On peut aussi évoquer la stratégie japonaise, qui envisage d’importer annuellement 10 Mt d’hydrogène en 2050.

Pour rendre possible cette indispensable substitution, il faut investir dans la R&D sur les électrolyseurs, comme le prévoit le plan français dans son actualisation toute récente, mais l’énorme défi ne pourra pas être relevé sans le recours au nucléaire. Ce qui implique aussi d’investir dans la R&D sur le nucléaire de quatrième génération, les réacteurs à très haute température en particulier, qui permettraient, en combinaison avec l’électrolyse à haute température, la production massive et bon marché de cet hydrogène dont rêvait Jules Verne.

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