Chili : »l’hydrogène vert » le moins cher du monde

Chili : »l’hydrogène vert » le moins cher du monde

Premier producteur mondial de cuivre, le Chili ambitionne également de devenir un acteur majeur dans la production d’hydrogène vert comme l’explique pour la Tribune Nicolás Grau, ministre chilien de l’Economie, qui détaille la stratégie du gouvernement pour faire du Chili, déjà très avancé dans sa transition, un leader des industries vertes. En réalité il y a beaucoup d’ambiguïtés sur le caractère réellement vert de l’industrie du Chili ( comme ailleurs) et les batteries électriques sont évidemment loin d’être vertes. ( dans la Tribune)

Avec la transition écologie et industrie verte, vous voyez l’image du Chili changer ?

Depuis dix ans, les préoccupations autour de l’environnement, climat et biodiversité en tête, bouleversent les économies de nombreux pays. Le Chili a l’opportunité de devenir un acteur majeur de la transition verte en tant que producteur de cuivre, de lithium et potentiellement de l’hydrogène vert le moins cher du monde. La lutte contre le réchauffement climatique va être le principal moteur de notre croissance. Les pays, surtout européens, s’en rendent compte. Ils voient le Chili comme un partenaire stratégique de la transition verte. L’urgence de la transition écologique donne au Chili un avantage économique significatif.

De notre point de vue, il est important d’enclencher une dynamique d’industrialisation au Chili pour faire monter en compétences notre économie et ainsi être capable de créer des liens entre des grands investisseurs mondiaux et nos entreprises, petites et grandes, d’avoir plus de transferts technologiques, et d’augmenter les salaires.

Quelles industries comptez-vous précisément développer ?

Dans le cas du lithium, nous avons l’opportunité de produire au Chili entre l’étape d’extraction du lithium et la fabrication des batteries. Les contrats signés avec les groupes miniers exploitant le lithium d’Atacama imposent que 25% de leur production serve ensuite à fabriquer quelque chose au Chili, avant éventuellement d’être réexportée. Voilà pourquoi nous voulons une compagnie nationale du lithium : pour développer ce genre de mécanisme de contreparties.

Des progrès ont été accomplis mais on peut encore continuer de remonter la chaîne de valeur. Nous maîtrisons déjà des procédés industriels sophistiqués. Porsche a inauguré une usine de carburants synthétiques au sud du Chili, alimentée en électricité éolienne pour produire de l’hydrogène vert, à partir duquel sera fabriqué le carburant.

Pour ce qui est de l’hydrogène vert, le Chili dispose de deux grands avantages. D’abord, le coût des énergies renouvelables est très bas parce que l’énergie solaire au Nord et l’énergie éolienne au Sud sont incroyablement fiables. Nous avons aussi accès à l’eau, à des ports, à des infrastructures.

Dans le même temps, notre transition vers les énergies renouvelables a été une vraie réussite sur les dix dernières années. Nous avons maintenant de l’expérience, du savoir-faire. Ce n’est pas juste du potentiel. Nous mettons déjà à profit ces avantages, ce qui explique l’expansion de notre production d’énergie renouvelable (ndlr, le pays vise 70% de consommation d’énergies renouvelables en 2030).

Comment allez-vous allez financer ces investissements colossaux ?

D’abord et principalement par des fonds privés. Mais l’investissement privé n’arrivera pas tout seul. Pour accélérer les immenses investissements requis dans l’industrie verte, nous avons créé un fonds de garantie, financé par des institutions internationales comme la Banque mondiale. Il est déjà doté d’un milliard de dollars pour fournir des garanties financières, capable d’attirer et de couvrir 12 milliards d’euros d’investissement au Chili. Cela va être une source de financement.

Notre stratégie est tellement ambitieuse que l’investissement public total pourrait être le double de ces 12 milliards de dollars. Le financement se fera par une combinaison de plusieurs instruments, entre autres ce que proposeront les entreprises privées, l’Etat chilien et la communauté internationale.

L’Amérique latine possède plus de la moitié des ressources connues de lithium. Vous partagez le plus grand gisement au monde avec la Bolivie et l’Argentine. Envisagez-vous un jour de créer un cartel du lithium pour en contrôler le prix, sur le modèle de l’OPEC avec le pétrole ?

Nous avons beaucoup à faire ensemble en Amérique Latine. Néanmoins, nous sommes tous à des stades différents de nos productions. Le Chili est actuellement deuxième producteur mondial de lithium. La création d’un cartel n’est pas à l’ordre du jour.

Energie-L’ alternative « de l’hydrogène vert » ?

Energie-L’ alternative « de l’hydrogène vert » ?

Valérie Ruiz-Domingo, vice-présidente hydrogène d’ Engie revient sur les questions qui se posent encore sur le développement de cette filière. Dans la Tribune.

Un propos intéressant mais un peu flou et à relativiser dans la mesure où en matière d’électricité « Engie » parle de commercialiser » l’électricité verte » qui n’a évidemment aucun sens puisqu’il n’existe qu’un seul réseau pour la distribution de cette énergie. NDLR
Interview:

En matière d’hydrogène n’y a-t-il pas du retard à l’allumage?

Tous les acteurs sont concernés. Cela s’explique par le contexte de marché et régulatoire. Nous avions un manque de visibilité sur la régulation européenne. Après presque 18 mois d’attente, les actes délégués ont enfin été publiés le 20 juin dernier par la Commission européenne. Nous espérons que cela va permettre d’accélérer le développement de tous les projets.

Un autre frein a été identifié du côté des fabricants d’électrolyseurs, où nous constatons un problème sur la fiabilité des équipements. La technologie alcaline est maîtrisée depuis une quinzaine d’années, mais les fabricants doivent répondre à de nouveaux standards européens. Ils sont désormais obligés de s’engager sur des performances énergétiques. Ce sont des contraintes qui sont fortes. Il y a donc une courbe d’expérience où l’on apprend tous en même temps, alors qu’on aurait pu imaginer que c’était déjà acquis. Lorsque nous faisons des appels d’offres, cela prend plus de temps que prévu. Nos concurrents sont exactement dans la même situation.

Ces deux contraintes (sur la régulation et la fiabilité) expliquent que tout le monde est en retard par rapport à différents objectifs. À cela, s’ajoute la longueur des procédures en Europe pour l’obtention du financement de nos projets. Entre le moment où nous déposons un dossier de candidature dans le cadre d’un Projet important d’intérêt européen commun (PIIEC) ou le fonds d’innovation, et le moment où nous savons que nous sommes sélectionnés pour obtenir un financement, deux années peuvent s’écouler. C’est une contrainte temporelle que personne n’avait vue non plus.

Enfin, l’Etat français a décidé de ne pas financer les projets d’infrastructures comme les stockages et les pipes qui seraient dédiés à l’hydrogène. Les autorités publiques françaises considèrent que ce sera envisageable post 2030, mais cela n’entre pas dans l’enveloppe des 9 milliards d’euros consacrée à la stratégie hydrogène du pays. Nous ne sommes pas à l’abri d’une bonne surprise lors de la révision de la stratégie prévue cet été, mais nous n’avons aucune certitude. Sur nos projets, cela explique que nous restons à l’échelle de démonstrateurs, car, sans financement, c’est très compliqué d’aller au-delà et d’accélérer.

En France, le rythme de développement des énergies renouvelables est-il suffisant pour produire de l’hydrogène vert par électrolyse ?

Nous avons effectivement un gros sujet français : les volumes disponibles des renouvelables. Le rythme de développement n’est pas suffisant. Nous avions demandé qu’au sein de l’enveloppe des énergies renouvelables qui doit absolument être déployée, il y ait un volume qui soit dédié à la production d’hydrogène. Ce que nous n’avons pas encore obtenu aujourd’hui. Donc, sans renouvelables, cela va être très difficile de faire de la production d’hydrogène vert en France, voire en Europe, car il y a la compétition avec les Etats-Unis, qui pourraient attirer de nombreux investisseurs grâce au déploiement de l’Inflation reduction act (IRA).

Lire aussi
Construire « 15 ou 20 » réacteurs nucléaires en plus : la solution pour faire de l’hydrogène décarboné en France, selon le PDG de TotalEnergies

Justement, il y a quelques mois, Catherine MacGregor partageait ses craintes quant au risque d’une réglementation européenne trop restrictive pour faire émerger un marché. Qu’en est-il aujourd’hui ?

Le fameux critère de temporalité va être très contraignant, car jusqu’en 2028, il y aura un pas de temps à la journée et post 2028, le pas de temps ce sera à l’heure. Concrètement, si nous vulgarisons, cela signifie que la production générée par un parc solaire ou éolien devra être utilisée dans l’heure par les électrolyseurs pour produire de l’hydrogène. Autrement dit, cela signifie que vous ne pouvez pas produire de l’hydrogène quand vous le souhaitez. C’est très contraignant. Il y a tout de même eu une progression, car initialement les textes européens prévoyaient un pas de temps de 15 minutes. Mais cela va vraiment poser un problème à tous les acteurs en Europe.

Est-ce que cela signifie que cela pourrait tuer une filière qui n’est pas encore née ?

Il ne faut pas faire de généralité, tout dépendra de la position géographique des projets et de la dépendance des renouvelables. Toutefois, si nous additionnons toutes les contraintes précédemment mentionnées, certains porteurs de projets décideront de développer leur projet ailleurs qu’en Europe. Une chose est sûre, tous les acteurs regardent d’autres continents. L’Europe a été pionnière, il y a quelques années, en voulant créer un cadre, mais la difficulté d’aligner l’ensemble des acteurs entraîne des contraintes que les autres régions du monde n’ont pas.

L’Allemagne a mis en place une plateforme qui permet de subventionner l’importation d’hydrogène et ses dérivés. Que pensez-vous de cette initiative ?

Cette plateforme fonctionne sous la forme de vente aux enchères. Certains projets seront sélectionnés et c’est l’Etat allemand qui compensera le différentiel de prix qu’il y aura entre celui des projets proposés et le prix des acheteurs potentiels. C’est un instrument très puissant. Les Pays-Bas vont dupliquer exactement la même chose. Cela fait très longtemps que l’on demande des contrats pour différence comme celui-ci. Nous avions demandé à l’Etat français de participer à cette plateforme, mais c’est une voie qui n’a pas été retenue. Les autorités françaises restent sur une ligne de dire qu’on va produire et consommer l’hydrogène en France. Elles ne parlent jamais d’importation, contrairement à l’Allemagne, qui a toujours dit qu’il y aurait très peu de production sur son sol et qui prévoit d’importer massivement.

Pour importer cette molécule, l’Allemagne prévoit justement de se tourner vers la Namibie, qui souffre d’un stress hydrique chronique. Or, pour générer de l’hydrogène, l’électrolyse nécessite de grandes quantités d’eau pure. Certains observateurs dénoncent un « néocolonialisme vert ».Ces critiques sont-elles justifiées selon vous ?

Engie, pour sa part, n’ira pas faire de projet en Namibie. Plus généralement, il faut bien sûr tenir compte de la rareté de l’eau au même titre que la rareté des renouvelables que j’évoquais précédemment. Je pense qu’il ne faut pas entrer dans ce type de débat. On constate que certains essaient d’opposer différents procédés : l’hydrogène renouvelable, l’hydrogène produit à partir du nucléaire et l’hydrogène bleu [produit avec du gaz naturel, associé à un système de captage de CO2, ndlr]. Nous, ce que nous disons c’est que le marché n’est pas mature et que nous avons besoin de toutes les sources d’énergies pour développer la filière. Nous avons des objectifs dans l’hydrogène renouvelable, mais si transitoirement il faut développer de l’hydrogène bleu, nous le ferons.

Alors que l’Europe a choisi de soutenir la demande d’hydrogène propre, les Américains, eux, se concentrent sur l’offre…

Effectivement, les textes européens comme RED 2 et RED 3 [les directives sur les énergies renouvelables, ndlr] ou encore le paquet Fit for 55 fixent des niveaux de décarbonation pour les industriels, ce qui stimule la demande. Les Américains, eux, se focalisent sur la production avec un système très simple via les crédits d’impôts. Il n’y a pas de système de procédure de sélection. C’est donc très séduisant sur le papier. Mais attention, attendons de voir les décrets d’application de l’IRA, qui ne sont pas encore sortis. Nous ne savons pas s’ils vont s’inspirer de certaines contraintes européennes, comme le critère de temporalité, pour l’appliquer sur le sol américain.

L’ alternative « de l’hydrogène vert » ?

L’ alternative « de l’hydrogène vert » ?

Valérie Ruiz-Domingo, vice-présidente hydrogène d’ Engie revient sur les questions qui se posent encore sur le développement de cette filière. Dans la Tribune.

Un propos intéressant mais un peu flou et à relativiser dans la mesure où en matière d’électricité « Engie » parle de commercialiser » l’électricité verte » qui n’a évidemment aucun sens puisqu’il n’existe qu’un seul réseau pour la distribution de cette énergie. NDLR
Interview:

En matière d’hydrogène n’y a-t-il pas du retard à l’allumage?

Tous les acteurs sont concernés. Cela s’explique par le contexte de marché et régulatoire. Nous avions un manque de visibilité sur la régulation européenne. Après presque 18 mois d’attente, les actes délégués ont enfin été publiés le 20 juin dernier par la Commission européenne. Nous espérons que cela va permettre d’accélérer le développement de tous les projets.

Un autre frein a été identifié du côté des fabricants d’électrolyseurs, où nous constatons un problème sur la fiabilité des équipements. La technologie alcaline est maîtrisée depuis une quinzaine d’années, mais les fabricants doivent répondre à de nouveaux standards européens. Ils sont désormais obligés de s’engager sur des performances énergétiques. Ce sont des contraintes qui sont fortes. Il y a donc une courbe d’expérience où l’on apprend tous en même temps, alors qu’on aurait pu imaginer que c’était déjà acquis. Lorsque nous faisons des appels d’offres, cela prend plus de temps que prévu. Nos concurrents sont exactement dans la même situation.

Ces deux contraintes (sur la régulation et la fiabilité) expliquent que tout le monde est en retard par rapport à différents objectifs. À cela, s’ajoute la longueur des procédures en Europe pour l’obtention du financement de nos projets. Entre le moment où nous déposons un dossier de candidature dans le cadre d’un Projet important d’intérêt européen commun (PIIEC) ou le fonds d’innovation, et le moment où nous savons que nous sommes sélectionnés pour obtenir un financement, deux années peuvent s’écouler. C’est une contrainte temporelle que personne n’avait vue non plus.

Enfin, l’Etat français a décidé de ne pas financer les projets d’infrastructures comme les stockages et les pipes qui seraient dédiés à l’hydrogène. Les autorités publiques françaises considèrent que ce sera envisageable post 2030, mais cela n’entre pas dans l’enveloppe des 9 milliards d’euros consacrée à la stratégie hydrogène du pays. Nous ne sommes pas à l’abri d’une bonne surprise lors de la révision de la stratégie prévue cet été, mais nous n’avons aucune certitude. Sur nos projets, cela explique que nous restons à l’échelle de démonstrateurs, car, sans financement, c’est très compliqué d’aller au-delà et d’accélérer.

En France, le rythme de développement des énergies renouvelables est-il suffisant pour produire de l’hydrogène vert par électrolyse ?

Nous avons effectivement un gros sujet français : les volumes disponibles des renouvelables. Le rythme de développement n’est pas suffisant. Nous avions demandé qu’au sein de l’enveloppe des énergies renouvelables qui doit absolument être déployée, il y ait un volume qui soit dédié à la production d’hydrogène. Ce que nous n’avons pas encore obtenu aujourd’hui. Donc, sans renouvelables, cela va être très difficile de faire de la production d’hydrogène vert en France, voire en Europe, car il y a la compétition avec les Etats-Unis, qui pourraient attirer de nombreux investisseurs grâce au déploiement de l’Inflation reduction act (IRA).

Lire aussi
Construire « 15 ou 20 » réacteurs nucléaires en plus : la solution pour faire de l’hydrogène décarboné en France, selon le PDG de TotalEnergies

Justement, il y a quelques mois, Catherine MacGregor partageait ses craintes quant au risque d’une réglementation européenne trop restrictive pour faire émerger un marché. Qu’en est-il aujourd’hui ?

Le fameux critère de temporalité va être très contraignant, car jusqu’en 2028, il y aura un pas de temps à la journée et post 2028, le pas de temps ce sera à l’heure. Concrètement, si nous vulgarisons, cela signifie que la production générée par un parc solaire ou éolien devra être utilisée dans l’heure par les électrolyseurs pour produire de l’hydrogène. Autrement dit, cela signifie que vous ne pouvez pas produire de l’hydrogène quand vous le souhaitez. C’est très contraignant. Il y a tout de même eu une progression, car initialement les textes européens prévoyaient un pas de temps de 15 minutes. Mais cela va vraiment poser un problème à tous les acteurs en Europe.

Est-ce que cela signifie que cela pourrait tuer une filière qui n’est pas encore née ?

Il ne faut pas faire de généralité, tout dépendra de la position géographique des projets et de la dépendance des renouvelables. Toutefois, si nous additionnons toutes les contraintes précédemment mentionnées, certains porteurs de projets décideront de développer leur projet ailleurs qu’en Europe. Une chose est sûre, tous les acteurs regardent d’autres continents. L’Europe a été pionnière, il y a quelques années, en voulant créer un cadre, mais la difficulté d’aligner l’ensemble des acteurs entraîne des contraintes que les autres régions du monde n’ont pas.

L’Allemagne a mis en place une plateforme qui permet de subventionner l’importation d’hydrogène et ses dérivés. Que pensez-vous de cette initiative ?

Cette plateforme fonctionne sous la forme de vente aux enchères. Certains projets seront sélectionnés et c’est l’Etat allemand qui compensera le différentiel de prix qu’il y aura entre celui des projets proposés et le prix des acheteurs potentiels. C’est un instrument très puissant. Les Pays-Bas vont dupliquer exactement la même chose. Cela fait très longtemps que l’on demande des contrats pour différence comme celui-ci. Nous avions demandé à l’Etat français de participer à cette plateforme, mais c’est une voie qui n’a pas été retenue. Les autorités françaises restent sur une ligne de dire qu’on va produire et consommer l’hydrogène en France. Elles ne parlent jamais d’importation, contrairement à l’Allemagne, qui a toujours dit qu’il y aurait très peu de production sur son sol et qui prévoit d’importer massivement.

Pour importer cette molécule, l’Allemagne prévoit justement de se tourner vers la Namibie, qui souffre d’un stress hydrique chronique. Or, pour générer de l’hydrogène, l’électrolyse nécessite de grandes quantités d’eau pure. Certains observateurs dénoncent un « néocolonialisme vert ».Ces critiques sont-elles justifiées selon vous ?

Engie, pour sa part, n’ira pas faire de projet en Namibie. Plus généralement, il faut bien sûr tenir compte de la rareté de l’eau au même titre que la rareté des renouvelables que j’évoquais précédemment. Je pense qu’il ne faut pas entrer dans ce type de débat. On constate que certains essaient d’opposer différents procédés : l’hydrogène renouvelable, l’hydrogène produit à partir du nucléaire et l’hydrogène bleu [produit avec du gaz naturel, associé à un système de captage de CO2, ndlr]. Nous, ce que nous disons c’est que le marché n’est pas mature et que nous avons besoin de toutes les sources d’énergies pour développer la filière. Nous avons des objectifs dans l’hydrogène renouvelable, mais si transitoirement il faut développer de l’hydrogène bleu, nous le ferons.

Alors que l’Europe a choisi de soutenir la demande d’hydrogène propre, les Américains, eux, se concentrent sur l’offre…

Effectivement, les textes européens comme RED 2 et RED 3 [les directives sur les énergies renouvelables, ndlr] ou encore le paquet Fit for 55 fixent des niveaux de décarbonation pour les industriels, ce qui stimule la demande. Les Américains, eux, se focalisent sur la production avec un système très simple via les crédits d’impôts. Il n’y a pas de système de procédure de sélection. C’est donc très séduisant sur le papier. Mais attention, attendons de voir les décrets d’application de l’IRA, qui ne sont pas encore sortis. Nous ne savons pas s’ils vont s’inspirer de certaines contraintes européennes, comme le critère de temporalité, pour l’appliquer sur le sol américain.

Contre l’hydrogène… les énergies fossiles !!!

Contre l’hydrogène… les énergies fossiles !!!

par Par Samuel Furfari, professeur en géopolitique de l’énergie, haut fonctionnaire de la Commission

Un véritable hymne aux énergies fossiles contre les énergies renouvelables notamment contre l’hydrogène. Une position constante déjà développée dans son livre « vive les énergies fossiles » extrait:

« Depuis la crise pétrolière de 1973, il y a quarante ans, le monde vit sous la hantise des menaces énergétiques, dont nos économies payent le prix fort. Tandis que des élites ne jurent que par les « énergies renouvelables », c’est une tout autre réalité qui se dessine sous nos yeux. Plusieurs phénomènes concomitants marquent la revanche éclatante des énergies « fossiles » (pétrole, gaz, charbon) : la convention du droit de la mer, qui a ouvert d’immenses zones maritimes à la prospection, l’explosion du gaz naturel, les investissements conséquents dans la prospection et production pétrolière, enfin l’extraordinaire révolution du gaz et du pétrole de schiste » !!!!!!

Une tribune vraiment néandertalienne dans le journal « Tribune »!

En 1865, le Britannique William Stanley Jevons dans « La Question du charbon » (The Coal Question) était préoccupé parce que le succès de la machine à vapeur perfectionnée par James Watt qui consommait moins d’énergie allait favoriser sa multiplication et ainsi occasionner une demande croissante de charbon, ce qui allait conduire à l’épuisement des réserves de charbon britannique (paradoxe dit de Jevons).

58 ans plus tard, le 4 février 1923, John Haldane, généticien et biologiste britannique, prononça un discours à la Heretics Society, un club d’intellectuels de l’université de Cambridge, intitulé « Daedalus or, Science and the Future » [i]. Dans cette communication, Haldane, sans toutefois nommer la théorie de Jevons, n’acceptait pas que l’annonce de l’épuisement des mines de charbon annoncé en Grande-Bretagne puisse entraîner l’effondrement de sa civilisation industrielle. Bien que biologiste, il voulut proposer des idées que l’on qualifierait aujourd’hui de politique énergétique afin de contrer la catastrophe annoncée à laquelle il semble que tout le monde avait succombé. Comme aujourd’hui en sorte.

Il imagina la création d’un réseau d’éoliennes pour produire de l’électricité qui allait générer de l’hydrogène par l’électrolyse de l’eau. C’était la première proposition concrète d’une économie basée sur la combinaison des énergies renouvelables et de l’hydrogène. Un siècle plus tard, il est intéressant d’observer que les problèmes avaient déjà été bien cernés par Haldane, car les difficultés intrinsèques de la filière hydrogène sont bien connues et sont bien antérieures à la fois à la crise pétrolière des années 1970 et du cadre de la lutte contre le changement climatique.
Haldane pensait que l’énergie hydraulique n’était pas un substitut valable au charbon en raison de son faible potentiel dans le Royaume-Uni, de sa fluctuation saisonnière et de sa distribution sporadique. Il envisageait mieux l’exploitation du vent qui est inépuisable bien qu’il le qualifiât déjà d’énergie intermittente. Il pensa que la question de l’électricité en Angleterre pourra être résolue grâce à l’exploitation du vent en couvrant le pays «  de rangées d’éoliennes métalliques actionnant des moteurs électriques qui, à leur tour, fourniront du courant à très haute tension à de grands réseaux électriques. »

Comme les Allemands d’aujourd’hui qui doivent gérer leur surplus d’électricité par temps trop venteux, le professeur de Cambridge cherchait donc un moyen de stocker leur énergie « sous une forme aussi pratique que le charbon ou le pétrole. Si un moulin à vent dans son jardin pouvait produire quotidiennement un quintal de charbon, nos mines de charbon seraient fermées demain ». Il pensait que le stockage allait peut-être pouvoir se faire grâce à des batteries de stockage bon marché « ce qui nous permettra de transformer l’énergie intermittente du vent en énergie électrique continue ». Comme aujourd’hui.

Mais Haldane était plus convaincu par le stockage sous forme d’hydrogène que dans des batteries. Il proposa d’installer des installations d’électrolytiques de l’eau afin de produire de l’hydrogène et de l’oxygène, qui « liquéfiés seraient stockés dans de vastes réservoirs à enveloppe sous vide, probablement enfouis dans le sol ». Il est aussi le concepteur de l’oxycombustion redevenue pour un temps vers 2010 à la mode afin que le CO2 généré par la combustion d’une énergie fossile ne soit pas dilué dans l’azote de l’air et ainsi capter plus facilement le CO2 pour le stocker. Précurseur, Haldane savait que sir William Grove avait inventé en 1838 la pile à combustible et a pensé à l’utiliser pour produire de l’électricité à partir de l’hydrogène. Ce fut trop tôt, car il a fallu attendre 1932 pour que Francis Thomas Bacon construise la première pile à hydrogène.

Haldane était aussi conscient du défi de la densité énergétique de l’hydrogène, énorme à l’état liquide et faible à l’état gazeux. Il a donc réfléchi à son stockage dans des réservoirs afin de pouvoir l’utiliser sous une forme appropriée. Il termine la présentation de sa vision futuriste de l’hydrogène en rappelant «  qu’aucune fumée ou cendre ne sera produite  ». C’est bien ce qu’on nous vend aujourd’hui comme avantage.

Il y a un siècle, il n’y avait pas de médias sociaux, mais les idées circulaient. Les nazis ont étudié le concept futuriste de Haldane. Le livre « Technologie et économie dans le troisième Reich »[ii] du Dr Franz Lawaczeck publié en 1933 présente le concept de la production d’hydrogène à partir d’énergie éolienne, mais l’écarte, car brûler de l’hydrogène c’est un contresens chimique, industriel et économique. En 1933, le prix de l’hydrogène utopique, qu’on n’appelait pas encore vert, était prohibitif par rapport à celui produit industriellement avec du charbon, le combustible fossile qui était la matière première de la chimie. Hier comme aujourd’hui, brûler de l’hydrogène, c’est comme brûler un sac à main Louis Vuitton pour produire de la chaleur.

Dès le développement extraordinaire de l’électronucléaire, dans les années 1960, la Commission européenne a entrepris des recherches dans le cadre du traité Euratom dans son nouveau Centre commun de recherche d’Ispra. Le fonctionnaire européen Cesare Marchetti, brillant fondateur de la recherche moderne sur l’hydrogène, a vite compris avec quelques calculs élémentaires que l’électrolyse consomme beaucoup trop d’énergie pour dissocier la molécule d’eau. Cette voie est sans issue. Lawaczeck explique même que l’électrolyse à haute température que l’on présente aujourd’hui comme une possible voie pour pallier les inconvénients de cette méthode de dissociation de l’eau est tout aussi illusoire.

Le changement climatique n’a pas soudainement rendu les ingénieurs intelligents ; c’est même insultant de prétendre que les générations précédentes étaient des idiots. Les lois de la physique et de la chimie sont immuables. Les milliards d’euros que déverse la Commission européenne pour produire de l’hydrogène vert ne les changeront pas, l’hydrogène vert c’est du vent. Les sympathiques idées de John Haldane le sont toujours après un siècle, de sorte que l’hydrogène restera toujours l’énergie du futur.

«L’hydrogène vert, secteur d’avenir pour les entreprises françaises»

«L’hydrogène vert, secteur d’avenir pour les entreprises françaises»

La tribune d’Amélia Lakrafi, députée Renaissance

Une tribune intéressante qui rappelle l’enjeu stratégique de l’hydrogène. Une tribune qui toutefois passe à côté de l’atout central que constitue l’hydrogène vert pouvant être produite à partir du nucléaire. Une question à peine évoquée sans doute pour ne pas froisser les écolos. Toujours la même ambiguïté chez les partisans de Macron. NDLR

•
• La France fait désormais partie des pays de l’industrie de l’hydrogène vert sur lesquels il faut compter. La visite, les 30 et 31 janvier, du ministre de l’Economie et des Finances, Bruno Le Maire, à Abou Dhabi, illustre le soutien du gouvernement à l’expansion internationale des entreprises françaises. Les Emirats arabes unis représentent un acteur majeur de ce secteur.
• Lors de la COP 27 en Egypte en novembre 2022, le président Emmanuel Macron rappelait que « le climat ne saurait être une variable d’ajustement ». Cela nous oblige donc à trouver un modèle qui concilie les impératifs de développement économique et de diversification énergétique. Dans cette perspective, la filière hydrogène française tient une place importante puisqu’elle permet de répondre à ce double objectif. Obtenu à partir d’un processus d’électrolyse de l’eau, sa production a une faible empreinte carbone et peut même s’appuyer sur le nucléaire qui est un atout national.
• Cette nouvelle visite de Bruno Le Maire aux Emirats fait suite à celle de juillet 2022. Elle avait débouché sur un renforcement de la coopération énergétique, incluant les énergies renouvelables, dont l’hydrogène.
• Leader mondial. Fin février, Dubaï accueillera le World Hydrogene Mena, grand évènement international qui rassemblera les principaux acteurs de l’hydrogène. Ces visites chez un acteur qui ambitionne de décarboner 50 % de son mix énergétique à l’horizon 2050 n’est donc pas un hasard. Elles résultent d’une stratégie visant à faire de la France un leader mondial dans le secteur de l’hydrogène.
• Pour cela, le gouvernement agit. Le plan France 2030 prévoit une stratégie hydrogène articulée autour de trois axes : décarboner l’industrie en contribuant à l’émergence d’une filière française, développer une grande mobilité à l’hydrogène vert de nos moyens de transport, et soutenir la recherche et le développement pour favoriser les usages futurs.
• Les fleurons industriels français sont déjà à l’origine de grands projets. C’est le cas d’Air Liquide, avec la construction au Canada en 2021 du plus grand électrolyseur PEM au monde. Cette installation permet à l’entreprise française de s’installer durablement sur le marché nord-américain.
• Les PME-PMI tirent aussi leur épingle du jeu. Depuis décembre 2022, la société nantaise Lhyfe, qui fait déjà partie des leaders mondiaux de cette filière, travaille à la construction d’une usine d’hydrogène vert à usage industriel en Allemagne.
• L’industrie des énergies renouvelables, et notamment de l’hydrogène vert, sera à coup sûr un moteur de l’économie française. En plus d’une législation adaptée, la France dispose de tous les savoir-faire d’excellence qui font rayonner ses entreprises dans le secteur : l’énergie, le rail, l’automobile et la tech. La capacité des entreprises françaises à saisir les opportunités sera déterminante.
• C’est particulièrement vrai dans les pays de la 10e circonscription des Français de l’étranger (Afrique, Moyen Orient) que j’ai l’honneur de représenter. Nos entreprises développent des stratégies de transition énergétique très innovantes dans lesquelles nos expatriés apportent tout leur savoir-faire.
• Amélia Lakrafi est députée (Renaissance) de la dixième circonscription des Français établis hors de France.

La France parie aussi sur l’hydrogène

 

La France parie aussi sur l’hydrogène car vraisemblablement rien n’est encore définitivement joué par rapport à la filière électrique actuelle concernant en particulier le transport. Dix  projets industriels ont été sélectionnés dans le cadre d’un PIIEC, un Projet important d’intérêt européen commun. Ce dispositif, né il y a quelques années, permet de demander à la Commission européenne l’autorisation de distribuer des aides d’État massives à des projets industriels. Dans le cadre de ce processus, la Commission a retenu, en juillet dernier, 41 projets portés par 15 États membres de l’Union européenne et pour lesquels un montant maximal de 5,4 milliards d’euros d’aides pourra être accordé par les États concernés. Autrement dit, la Commission ne verse pas elle-même ces 5,4 milliards d’euros, mais autorise les États à verser ces aides.

Hydrogène : quel avenir ?

 Il est bien difficile de trouver des articles un peu objectifs sur les potentialités des différentes énergies qualifiées de nouvelles. En effet, la plupart du temps la littérature sur chaque source d’énergie est surtout le fait de lobbies qui vantent  les mérites des intérêts qu’ils représentent, c’est le cas du nucléaire évidemment mais tout autant par exemple du lobby du solaire, de l’éolienne ou encore de l’hydrogène. Un article intéressant émanant du blog cavainc.blogspot.com  essaye de faire le point sur le sujet, il évoque les potentialités mais souligne aussi toutes les difficultés qui restent à résoudre en matière de production, aujourd’hui encore trop polluantes et/ou  trop peu compétitives, aussi en matière de transport,  de stockage et ‘utilisation notamment les risques d’explosion.

 

« L’hydrogène apporte à l’électricité la souplesse d’utilisation qui lui fait défaut. En effet, si l’on sait produire de l’électricité de multiples façons, on ne sait pas la stocker efficacement. Les batteries sont coûteuses et n’offrent qu’une autonomie très limitée. L’hydrogène, lui, peut être stocké. Ainsi, avec une réserve d’hydrogène et une pile à combustible, il devient possible de produire de l’électricité n’importe où et n’importe quand, sans être relié au réseau électrique. Grâce à l’hydrogène et à la pile à combustible, électricité et mobilité deviennent plus aisément compatibles.

Petit historique de l’hydrogène

C’est en 1766 que le chimiste britannique Henry Cavendish parvint à isoler une nouvelle substance gazeuse qui brûlait dans l’air, et qu’il appela pour cela “air inflammable”. Pour arriver à ses fins, il recueillit avec beaucoup de soins, dans des vessies de porc, le gaz produit par l’action de l’acide chlorhydrique sur le fer, le zinc, l’étain, et découvrit qu’au moment où le gaz s’échappait de la vessie il brûlait avec une même flamme bleue pour chacun des échantillons dès qu’on l’allumait.

L’hydrogène doit son nom au chimiste français Antoine-Laurent de Lavoisier, qui effectua peu de temps après en 1781 la synthèse de l’eau. En 1804 le Français Louis-Joseph Gay-Lussac et l’Allemand Alexander von Humboldt démontrèrent conjointement que l’eau est composée d’un volume d’oxygène pour deux volumes d’hydrogène, et c’est en 1839 que l’Anglais William R. Grove découvrît le principe de la pile à combustible : il s’agit d’une réaction chimique entre l’hydrogène et l’oxygène avec production simultanée d’électricité, de chaleur et d’eau.

Dans les années 1939-1953 l’Anglais Francis T. Bacon fît progresser les générateurs chimiques d’électricité, qui permirent la réalisation du premier prototype industriel de puissance, et à partir de 1960 la NASA utilisa la pile à combustible pour alimenter en électricité ses véhicules spatiaux (programmes Apollo et Gemini).

 

Une petite molécule pleine d’énergie

La molécule d’hydrogène que nous utilisons le plus couramment est composée de deux atomes d’hydrogène (H2). Incolore, inodore, non corrosive, cette molécule a l’avantage d’être particulièrement énergétique : la combustion de 1 kg d’hydrogène libère environ 3 fois plus d’énergie qu’1 kg d’essence (soit 120 MJ/kg contre 45 MJ/kg pour l’essence). En revanche, comme l’hydrogène est le plus léger des éléments, il occupe, à poids égal, beaucoup plus de volume qu’un autre gaz. Ainsi, pour produire autant d’énergie qu’avec 1 litre d’essence, il faut 4,6 litres d’hydrogène comprimé à 700 bars. Ces volumes importants sont une contrainte pour le transport et le stockage sous forme gazeuse.

Comme de nombreux combustibles, l’hydrogène peut s’enflammer ou exploser au contact de l’air. Il doit donc être utilisé avec précaution. Mais la petitesse de ses molécules lui permet de diffuser très rapidement dans l’air (quatre fois plus vite que le gaz naturel), ce qui est un facteur positif pour la sécurité.

 

Une technologie d’avenir déjà ancienne

Le développement de la filière hydrogène repose en grande partie sur la technologie de la pile à combustible (PAC). Son principe n’est pas nouveau mais, s’il paraît simple, sa mise en œuvre est complexe et coûteuse, ce qui a interdit sa diffusion dans le grand public pendant longtemps. Aujourd’hui, des progrès ont été réalisés et les applications envisageables sont nombreuses.

Les enjeux sont immenses, notamment dans le cas des transports, aujourd’hui exclusivement dépendants des énergies fossiles non renouvelables et très polluantes. Des véhicules électriques alimentés par une pile à combustible fonctionnant à l’hydrogène pourront remplacer avantageusement nos véhicules actuels : de nos voitures ne s’échappera plus que de l’eau ! Les constructeurs automobiles ont déployé depuis 2008 les premières applications de l’hydrogène dans les “flottes captives” : bus et véhicules utilitaires ont en effet un point de passage ou de stationnement obligé, ce qui facilite le ravitaillement. Les premières voitures particulières pourraient, quant à elles, commencer à pénétrer le marché entre 2010 et 2020.

Déjà, la micro-PAC produit les quelques watts nécessaires à l’alimentation d’appareils portables (téléphones, ordinateurs…), en multipliant par 5 leur autonomie par rapport aux systèmes actuels et permettant une recharge en un instant et n’importe où.

Les applications stationnaires d’une PAC capable de produire par exemple 1 MW sont également intéressantes. Elles pourraient être commercialisées à l’horizon 2010. Dans les habitations, l’hydrogène sera ainsi tout à la fois source de chaleur et d’électricité. Il permettra, de plus, d’alimenter en électricité les relais isolés qui ne peuvent être raccordés au réseau (sites montagneux, mer…).

Sur ce terrain, il peut devenir le parfait complément des énergies renouvelables. En effet, les énergies solaire ou éolienne ont l’inconvénient d’être intermittentes. Grâce à l’hydrogène, il devient possible de gérer ces aléas : en cas de surproduction, l’électricité excédentaire peut servir à produire de l’hydrogène ; lorsque la production est insuffisante, l’hydrogène peut à son tour être converti en électricité.

Les potentialités de ce gaz ne se limitent pas à la production d’électricité. Il peut également fournir de l’énergie par combustion. C’est déjà le cas dans le domaine spatial, où il sert à la propulsion des fusées. Il pourrait entrer également dans la composition de gaz de synthèse, ce qui permettrait d’obtenir des carburants plus énergétiques que les carburants actuels.

 

Présent partout… mais disponible nulle part

L’hydrogène est extrêmement abondant sur notre planète. Chaque molécule d’eau (H2O) en contient deux atomes. Or, l’eau couvre 70 % du globe terrestre. On trouve également de l’hydrogène dans les hydrocarbures qui sont issus de la combinaison d’atomes de carbone et d’hydrogène. De même la biomasse (organismes vivants, animaux ou végétaux) est donc une autre source potentielle d’hydrogène.

Mais bien qu’il soit l’élément le plus abondant de la planète, l’hydrogène n’existe pratiquement pas dans la nature à l’état pur. Il pourrait donc être converti en énergie de façon inépuisable… à condition de savoir le produire en quantité suffisante.

Il a heureusement l’avantage de pouvoir être produit à partir des trois grandes sources : fossile, nucléaire, biomasse. Mais pour être économiquement et écologiquement viable, sa production doit répondre à trois critères :

- la compétitivité : les coûts de production ne doivent pas être trop élevés

- le rendement énergétique : la production ne doit pas nécessiter trop d’énergie

- la propreté : le processus de fabrication doit être non polluant sous peine d’annuler l’un des principaux atouts de l’hydrogène.

Plusieurs méthodes sont aujourd’hui opérationnelles, mais aucune ne répond pour l’instant parfaitement à ces trois critères. Les coûts de production restent notamment très élevés, ce qui est un obstacle pour des utilisations massives. De nouvelles voies prometteuses sont en cours d’élaboration.

 

La production actuelle

Si l’hydrogène n’est quasiment pas utilisé dans le domaine de l’énergie, il est une des matières de base de l’industrie chimique et pétrochimique. Il est utilisé notamment pour la production d’ammoniac et de méthanol, pour le raffinage du pétrole ; il est également employé dans les secteurs de la métallurgie, de l’électronique, de la pharmacologie ainsi que dans le traitement de produits alimentaires. Pour couvrir ces besoins, 50 millions de tonnes d’hydrogène sont déjà produits chaque année. Mais si ces 50 millions de tonnes devaient servir à la production d’énergie, elles ne représenteraient que 1,5 % des besoins mondiaux d’énergie primaire. Utiliser l’hydrogène comme vecteur énergétique suppose donc d’augmenter énormément sa production.

 

Politique énergétique : le Japon mise sur l’Hydrogène

Politique énergétique : le Japon mise sur  l’Hydrogène

 

Un article du Wall Street Journal (extrait)

 

Selon certains experts, si le Japon réussit (comme il l’avait fait dans les années 1970 avec la démocratisation du gaz naturel liquéfié), l’hydrogène pourrait enfin se frayer un chemin dans la chaîne logistique mondiale et supplanter le pétrole et le charbon.

L’hydrogène a souvent fait l’actualité, mais des défis économiques et techniques existent toujours. Tokyo devrait choisir de s’éloigner petit à petit des énergies fossiles et d’étaler la transition sur plusieurs années : la réduction des émissions de carbone sera d’abord très progressive. Et, quoi qu’il arrive, cela ne résoudra pas son problème de dépendance aux importations, puisque le pays veut, dans un premier temps, produire l’essentiel de son hydrogène à partir d’énergies fossiles achetées à l’étranger.

Comme tant d’autres pays, le Japon comprend peu à peu qu’il ne pourra pas atteindre la neutralité carbone d’ici 2050 sans énergies renouvelables telles que le solaire ou l’éolien. L’hydrogène ne produit pas de gaz à effet de serre responsables du réchauffement climatique (comme le dioxyde de carbone par exemple), mais de la vapeur d’eau. Il peut être utilisé pour remplacer les énergies fossiles dans les secteurs dans lesquels les énergies renouvelables ne fonctionnent pas bien.

L’Etat japonais a plus que doublé le budget de R&D alloué à l’hydrogène, le portant à près de 300 millions de dollars entre 2018 et 2019, un chiffre qui ne tient pas compte des sommes dépensées par les entreprises privées.

En décembre, le pays a publié une feuille de route préliminaire qui définit deux objectifs : porter à 10 % la part de l’hydrogène et des carburants connexes dans la production d’électricité (contre quasiment 0 % aujourd’hui) et augmenter significativement le poids de l’hydrogène dans des secteurs comme le transport ou la production d’acier d’ici 2050. Le gouvernement peaufine la version finale du plan pour l’énergie, qui pourrait comporter des objectifs officiels de montée en puissance de l’hydrogène et des estimations de coût.

Il devrait aussi proposer des subventions et prévoir des sanctions à l’encontre des technologies émettrices de carbone. Les géants industriels se sont lancés dans la production de bateaux, de terminaux gaziers et d’infrastructures pour que l’hydrogène s’impose dans le quotidien des Japonais.

JERA, premier producteur d’électricité du Japon, entend réduire ses émissions de carbone en utilisant de l’ammoniac dans ses centrales à charbon et a signé, en mai dernier, un protocole d’accord avec l’un des plus grands spécialistes mondiaux de l’ammoniac pour en développer la production.

Les conglomérats nippons cherchent des fournisseurs d’ammoniac et d’hydrogène. Les transporteurs maritimes, dont Nippon Yusen Kabushiki Kaisha, imaginent de leur côté des bateaux qui fonctionnent à l’hydrogène.

« Si le Japon réussit et que toute la chaîne logistique s’adapte aux besoins du marché japonais, tout sera différent et l’adoption pourrait être rapide » au niveau mondial, estime David Crane, ancien directeur général de NRG Energy, un producteur américain d’électricité qui siège aujourd’hui au conseil de JERA.

De fait, l’hydrogène possède de sérieux atouts. Il peut être utilisé (sous réserve de modifications) dans des centrales électriques ou des équipements conçus pour fonctionner au charbon, au gaz ou au pétrole, ce qui ferait économiser des milliards de dollars aux pays qui pourraient utiliser l’infrastructure existante pour la transition énergétique.

Il peut également être stocké et utilisé dans des piles à combustible capables d’emmagasiner plus d’énergie qu’une batterie électrique de même taille : l’hydrogène est donc parfaitement adapté aux avions ou aux bateaux qui doivent embarquer des grandes quantités de carburant pour pouvoir parcourir de très longue distance.

Autre avantage : il s’agit d’une technologie dont le Japon peut devenir spécialiste, ce qui lui permettrait de moins dépendre de la Chine, qui s’impose petit à petit comme numéro un mondial des énergies alternatives et premier fournisseur de panneaux solaires et de batteries électriques.

A l’heure actuelle, 80 % des panneaux solaires viennent de Chine, « une source d’inquiétude » pour l’avenir de la sécurité énergétique, indique Masakazu Toyoda, président de l’Institute of Energy Economics qui fait également partie de la commission qui conseille le gouvernement nippon sur la stratégie énergétique.

En mai, l’Agence internationale de l’Energie (AIE) a déclaré que l’hydrogène serait, aux côtés du solaire et de l’éolien, nécessaire pour que le monde atteigne la neutralité carbone d’ici 2050. Selon sa feuille de route détaillant la stratégie la plus « techniquement réalisable », l’hydrogène et les carburants connexes devraient représenter 13 % du mix énergétique mondial à cet horizon, pour des investissements dépassant 470 milliards de dollars par an.

Aux Etats-Unis, des Etats et des entreprises misent aussi sur des projets liés à l’hydrogène, notamment des stations-service, mais les efforts restent sporadiques.

L’an passé, l’Union européenne a dévoilé sa stratégie pour l’hydrogène et estimé que les investissements dans ce secteur pourraient se chiffrer en centaines de milliards de dollars d’ici 2050. Plusieurs groupes pétroliers européens, dont Royal Dutch Shell et BP, soutiennent aussi des projets dans ce domaine. Cette année, Airbus a présenté les plans de trois avions fonctionnant à l’hydrogène.

En Asie, un consortium de conglomérats coréens, dont Hyundai, a annoncé en mars dernier allouer 38 milliards de dollars d’ici 2030 à un projet lié à l’hydrogène. La Chine, elle, veut s’équiper de centaines de bus roulant à l’hydrogène avant les Jeux olympiques d’hiver début 2022.

Mais le problème, c’est que l’hydrogène n’existe pas en tant que tel dans la nature : ( ou en faible quantité NDLR);  il faut donc l’extraire, par exemple de l’eau ou des combustibles fossiles, ce qui consomme de l’énergie. De fait, il faut plus d’énergie pour fabriquer de l’hydrogène pur que ce que cet hydrogène est ensuite capable de générer.

En règle générale, il est extrait du gaz naturel ou du charbon, ce qui produit aussi beaucoup de dioxyde de carbone. A long terme, l’objectif est un hydrogène « vert » obtenu avec une électricité issue de sources renouvelables, qui coûte aujourd’hui plus cher.

Le stockage et le transport peuvent également se révéler complexes. Le gaz est si léger et occupe tant d’espace à température ambiante qu’il doit être compressé ou liquéfié pour pouvoir être transporté. Mais il ne devient liquide qu’à moins 253 °C, soit seulement 20° de plus que le zéro absolu.

Si le projet japonais est susceptible de tout changer, c’est parce que le pays a eu l’idée révolutionnaire d’utiliser l’ammoniac. Mélange d’azote et d’hydrogène, il n’émet pas de dioxyde de carbone, ce qui résout une partie des problèmes. Il est plus coûteux à fabriquer, mais plus simple à transporter et à stocker (donc à vendre) que l’hydrogène pur. Et il est déjà produit en grande quantité, essentiellement pour fabriquer des engrais.

Son groupe avait découvert que l’ammoniac pouvait être utilisé dans les centrales thermiques à charbon ou à gaz, qui produisent actuellement les trois quarts de l’électricité nipponne. La combustion produit du protoxyde d’azote, un gaz à effet de serre, mais les ingénieurs japonais ont réussi à en réduire la quantité et affirment que le reste peut être filtré pour ne pas finir dans l’atmosphère.

Les producteurs d’électricité locaux pourraient, dans un premier temps, utiliser de l’ammoniac provenant d’énergies fossiles et trouver des stratégies de capture ou de compensation des émissions de carbone, s’était dit Shigeru Muraki. La demande augmentant et les prix baissant, ils pourraient dans un second temps passer à l’ammoniac « vert ».

Shigeru Muraki a présenté son idée aux pouvoirs publics, notamment au ministre de l’Economie. Le problème, c’est qu’il fallait réaliser des économies d’échelle pour faire baisser les prix de l’hydrogène ou de l’ammoniac et qu’aucun gros consommateur ne semblait exister.

C’est à ce moment-là que JERA est entré dans l’équation. Le groupe avait été créé après la catastrophe de Fukushima, qui avait mis Tokyo Electric Power, l’opérateur de la centrale, en grandes difficultés financières. En 2019, Tepco et un autre groupe de services collectifs ont transféré leurs centrales thermiques à JERA, qui s’est retrouvé avec des installations produisant un tiers environ de l’électricité japonaise.

JERA s’est rendu compte que, pour que la totalité de l’électricité nipponne provienne de sources renouvelables, il faudrait bâtir un nouveau réseau, un processus coûteux et chronophage, raconte Hisahide Okuda, le responsable du département stratégie du groupe. En revanche, le réseau existant pouvait supporter assez d’électricité renouvelable pour répondre à la moitié de la demande nationale.

Pour décarboner le reste, Hisahide Okuda s’est tourné vers l’ammoniac et convaincu les sceptiques. JERA a dévoilé son projet de conversion des centrales au charbon en octobre dernier.

A Yokohama, le groupe industriel IHI adapte les turbines au mélange gaz/ammoniac qui sera utilisé.

Masahiro Uchida, l’un de ses chercheurs, explique qu’il suffit de changer le brûleur, un cylindre couleur bronze placé au-dessus de la turbine. IHI a aussi réussi à adapter les chaudières et espère les vendre à des pays comme l’Australie ou la Malaisie, en plus du Japon.

JERA et IHI ont lancé un essai (subventionné par l’Etat) de combustion d’un mélange contenant 20 % d’ammoniac dans l’une des plus grandes centrales de JERA. Si tout se passe bien, JERA espère déployer cette technologie dans toutes ses centrales à charbon d’ici 2030, puis progressivement augmenter le pourcentage d’ammoniac, ce qui réduira les émissions de carbone.

Pour ce faire, il faudra cependant beaucoup, beaucoup d’ammoniac. Quelque 500 000 tonnes par an, selon les premiers tests de JERA, soit près de la moitié de la consommation annuelle du Japon. D’ici 2050, le pays pourrait consommer 30 millions de tonnes d’ammoniac et 20 millions de tonnes d’hydrogène par an, selon les projections du ministère de l’Economie et un comité consultatif. A l’heure actuelle, 20 millions de tonnes sont vendues chaque année dans le monde.

C’est à des groupes comme Mitsubishi et Mitsui, qui importent l’essentiel des carburants et des produits chimiques que consomme actuellement le Japon, qu’échoit la délicate mission de l’approvisionnement.

Le principal défi ? Le prix. Des responsables publics et privés estiment qu’une électricité produite avec un mélange à 20 % d’ammoniac coûtera environ 24 % plus cher que si elle est produite uniquement avec du charbon. Certains chefs d’entreprise nuancent toutefois en indiquant qu’avec des aides publiques, cet écart peut être gérable.

Mitsui discute actuellement de la construction d’une gigantesque usine d’ammoniac avec l’Arabie saoudite, pays qui, selon le conglomérat, est la source la moins onéreuse. Mitsubishi, lui, négocie avec ses fournisseurs en Amérique du Nord, au Moyen-Orient et en Asie, ainsi qu’avec des transporteurs nippons pour la construction de navires de plus grande capacité.

Énergie : le Japon mise sur l’Hydrogène et pourrait révolutionner le marché de l’énergie

Énergie : le Japon mise sur  l’Hydrogène et pourrait révolutionner le marché de l’énergie

 

Un article du Wall Street Journal (extrait)

 

Selon certains experts, si le Japon réussit (comme il l’avait fait dans les années 1970 avec la démocratisation du gaz naturel liquéfié), l’hydrogène pourrait enfin se frayer un chemin dans la chaîne logistique mondiale et supplanter le pétrole et le charbon.

L’hydrogène a souvent fait l’actualité, mais des défis économiques et techniques existent toujours. Tokyo devrait choisir de s’éloigner petit à petit des énergies fossiles et d’étaler la transition sur plusieurs années : la réduction des émissions de carbone sera d’abord très progressive. Et, quoi qu’il arrive, cela ne résoudra pas son problème de dépendance aux importations, puisque le pays veut, dans un premier temps, produire l’essentiel de son hydrogène à partir d’énergies fossiles achetées à l’étranger.

Comme tant d’autres pays, le Japon comprend peu à peu qu’il ne pourra pas atteindre la neutralité carbone d’ici 2050 sans énergies renouvelables telles que le solaire ou l’éolien. L’hydrogène ne produit pas de gaz à effet de serre responsables du réchauffement climatique (comme le dioxyde de carbone par exemple), mais de la vapeur d’eau. Il peut être utilisé pour remplacer les énergies fossiles dans les secteurs dans lesquels les énergies renouvelables ne fonctionnent pas bien.

L’Etat japonais a plus que doublé le budget de R&D alloué à l’hydrogène, le portant à près de 300 millions de dollars entre 2018 et 2019, un chiffre qui ne tient pas compte des sommes dépensées par les entreprises privées.

En décembre, le pays a publié une feuille de route préliminaire qui définit deux objectifs : porter à 10 % la part de l’hydrogène et des carburants connexes dans la production d’électricité (contre quasiment 0 % aujourd’hui) et augmenter significativement le poids de l’hydrogène dans des secteurs comme le transport ou la production d’acier d’ici 2050. Le gouvernement peaufine la version finale du plan pour l’énergie, qui pourrait comporter des objectifs officiels de montée en puissance de l’hydrogène et des estimations de coût.

Il devrait aussi proposer des subventions et prévoir des sanctions à l’encontre des technologies émettrices de carbone. Les géants industriels se sont lancés dans la production de bateaux, de terminaux gaziers et d’infrastructures pour que l’hydrogène s’impose dans le quotidien des Japonais.

JERA, premier producteur d’électricité du Japon, entend réduire ses émissions de carbone en utilisant de l’ammoniac dans ses centrales à charbon et a signé, en mai dernier, un protocole d’accord avec l’un des plus grands spécialistes mondiaux de l’ammoniac pour en développer la production.

Les conglomérats nippons cherchent des fournisseurs d’ammoniac et d’hydrogène. Les transporteurs maritimes, dont Nippon Yusen Kabushiki Kaisha, imaginent de leur côté des bateaux qui fonctionnent à l’hydrogène.

« Si le Japon réussit et que toute la chaîne logistique s’adapte aux besoins du marché japonais, tout sera différent et l’adoption pourrait être rapide » au niveau mondial, estime David Crane, ancien directeur général de NRG Energy, un producteur américain d’électricité qui siège aujourd’hui au conseil de JERA.

De fait, l’hydrogène possède de sérieux atouts. Il peut être utilisé (sous réserve de modifications) dans des centrales électriques ou des équipements conçus pour fonctionner au charbon, au gaz ou au pétrole, ce qui ferait économiser des milliards de dollars aux pays qui pourraient utiliser l’infrastructure existante pour la transition énergétique.

Il peut également être stocké et utilisé dans des piles à combustible capables d’emmagasiner plus d’énergie qu’une batterie électrique de même taille : l’hydrogène est donc parfaitement adapté aux avions ou aux bateaux qui doivent embarquer des grandes quantités de carburant pour pouvoir parcourir de très longue distance.

Autre avantage : il s’agit d’une technologie dont le Japon peut devenir spécialiste, ce qui lui permettrait de moins dépendre de la Chine, qui s’impose petit à petit comme numéro un mondial des énergies alternatives et premier fournisseur de panneaux solaires et de batteries électriques.

A l’heure actuelle, 80 % des panneaux solaires viennent de Chine, « une source d’inquiétude » pour l’avenir de la sécurité énergétique, indique Masakazu Toyoda, président de l’Institute of Energy Economics qui fait également partie de la commission qui conseille le gouvernement nippon sur la stratégie énergétique.

En mai, l’Agence internationale de l’Energie (AIE) a déclaré que l’hydrogène serait, aux côtés du solaire et de l’éolien, nécessaire pour que le monde atteigne la neutralité carbone d’ici 2050. Selon sa feuille de route détaillant la stratégie la plus « techniquement réalisable », l’hydrogène et les carburants connexes devraient représenter 13 % du mix énergétique mondial à cet horizon, pour des investissements dépassant 470 milliards de dollars par an.

Aux Etats-Unis, des Etats et des entreprises misent aussi sur des projets liés à l’hydrogène, notamment des stations-service, mais les efforts restent sporadiques.

L’an passé, l’Union européenne a dévoilé sa stratégie pour l’hydrogène et estimé que les investissements dans ce secteur pourraient se chiffrer en centaines de milliards de dollars d’ici 2050. Plusieurs groupes pétroliers européens, dont Royal Dutch Shell et BP, soutiennent aussi des projets dans ce domaine. Cette année, Airbus a présenté les plans de trois avions fonctionnant à l’hydrogène.

En Asie, un consortium de conglomérats coréens, dont Hyundai, a annoncé en mars dernier allouer 38 milliards de dollars d’ici 2030 à un projet lié à l’hydrogène. La Chine, elle, veut s’équiper de centaines de bus roulant à l’hydrogène avant les Jeux olympiques d’hiver début 2022.

Mais le problème, c’est que l’hydrogène n’existe pas en tant que tel dans la nature : ( ou en faible quantité NDLR);  il faut donc l’extraire, par exemple de l’eau ou des combustibles fossiles, ce qui consomme de l’énergie. De fait, il faut plus d’énergie pour fabriquer de l’hydrogène pur que ce que cet hydrogène est ensuite capable de générer.

En règle générale, il est extrait du gaz naturel ou du charbon, ce qui produit aussi beaucoup de dioxyde de carbone. A long terme, l’objectif est un hydrogène « vert » obtenu avec une électricité issue de sources renouvelables, qui coûte aujourd’hui plus cher.

Le stockage et le transport peuvent également se révéler complexes. Le gaz est si léger et occupe tant d’espace à température ambiante qu’il doit être compressé ou liquéfié pour pouvoir être transporté. Mais il ne devient liquide qu’à moins 253 °C, soit seulement 20° de plus que le zéro absolu.

Si le projet japonais est susceptible de tout changer, c’est parce que le pays a eu l’idée révolutionnaire d’utiliser l’ammoniac. Mélange d’azote et d’hydrogène, il n’émet pas de dioxyde de carbone, ce qui résout une partie des problèmes. Il est plus coûteux à fabriquer, mais plus simple à transporter et à stocker (donc à vendre) que l’hydrogène pur. Et il est déjà produit en grande quantité, essentiellement pour fabriquer des engrais.

Son groupe avait découvert que l’ammoniac pouvait être utilisé dans les centrales thermiques à charbon ou à gaz, qui produisent actuellement les trois quarts de l’électricité nipponne. La combustion produit du protoxyde d’azote, un gaz à effet de serre, mais les ingénieurs japonais ont réussi à en réduire la quantité et affirment que le reste peut être filtré pour ne pas finir dans l’atmosphère.

Les producteurs d’électricité locaux pourraient, dans un premier temps, utiliser de l’ammoniac provenant d’énergies fossiles et trouver des stratégies de capture ou de compensation des émissions de carbone, s’était dit Shigeru Muraki. La demande augmentant et les prix baissant, ils pourraient dans un second temps passer à l’ammoniac « vert ».

Shigeru Muraki a présenté son idée aux pouvoirs publics, notamment au ministre de l’Economie. Le problème, c’est qu’il fallait réaliser des économies d’échelle pour faire baisser les prix de l’hydrogène ou de l’ammoniac et qu’aucun gros consommateur ne semblait exister.

C’est à ce moment-là que JERA est entré dans l’équation. Le groupe avait été créé après la catastrophe de Fukushima, qui avait mis Tokyo Electric Power, l’opérateur de la centrale, en grandes difficultés financières. En 2019, Tepco et un autre groupe de services collectifs ont transféré leurs centrales thermiques à JERA, qui s’est retrouvé avec des installations produisant un tiers environ de l’électricité japonaise.

JERA s’est rendu compte que, pour que la totalité de l’électricité nipponne provienne de sources renouvelables, il faudrait bâtir un nouveau réseau, un processus coûteux et chronophage, raconte Hisahide Okuda, le responsable du département stratégie du groupe. En revanche, le réseau existant pouvait supporter assez d’électricité renouvelable pour répondre à la moitié de la demande nationale.

Pour décarboner le reste, Hisahide Okuda s’est tourné vers l’ammoniac et convaincu les sceptiques. JERA a dévoilé son projet de conversion des centrales au charbon en octobre dernier.

A Yokohama, le groupe industriel IHI adapte les turbines au mélange gaz/ammoniac qui sera utilisé.

Masahiro Uchida, l’un de ses chercheurs, explique qu’il suffit de changer le brûleur, un cylindre couleur bronze placé au-dessus de la turbine. IHI a aussi réussi à adapter les chaudières et espère les vendre à des pays comme l’Australie ou la Malaisie, en plus du Japon.

JERA et IHI ont lancé un essai (subventionné par l’Etat) de combustion d’un mélange contenant 20 % d’ammoniac dans l’une des plus grandes centrales de JERA. Si tout se passe bien, JERA espère déployer cette technologie dans toutes ses centrales à charbon d’ici 2030, puis progressivement augmenter le pourcentage d’ammoniac, ce qui réduira les émissions de carbone.

Pour ce faire, il faudra cependant beaucoup, beaucoup d’ammoniac. Quelque 500 000 tonnes par an, selon les premiers tests de JERA, soit près de la moitié de la consommation annuelle du Japon. D’ici 2050, le pays pourrait consommer 30 millions de tonnes d’ammoniac et 20 millions de tonnes d’hydrogène par an, selon les projections du ministère de l’Economie et un comité consultatif. A l’heure actuelle, 20 millions de tonnes sont vendues chaque année dans le monde.

C’est à des groupes comme Mitsubishi et Mitsui, qui importent l’essentiel des carburants et des produits chimiques que consomme actuellement le Japon, qu’échoit la délicate mission de l’approvisionnement.

Le principal défi ? Le prix. Des responsables publics et privés estiment qu’une électricité produite avec un mélange à 20 % d’ammoniac coûtera environ 24 % plus cher que si elle est produite uniquement avec du charbon. Certains chefs d’entreprise nuancent toutefois en indiquant qu’avec des aides publiques, cet écart peut être gérable.

Mitsui discute actuellement de la construction d’une gigantesque usine d’ammoniac avec l’Arabie saoudite, pays qui, selon le conglomérat, est la source la moins onéreuse. Mitsubishi, lui, négocie avec ses fournisseurs en Amérique du Nord, au Moyen-Orient et en Asie, ainsi qu’avec des transporteurs nippons pour la construction de navires de plus grande capacité.

 (Traduit à partir de la version originale en anglais par Marion Issard)

Énergie–L’hydrogène blanc : quel avenir ?

Énergie–L’hydrogène blanc :  quel avenir ?

il y a en quelque sorte trois couleurs d’hydrogène. Hydrogène grise  provenant des hydrocarbures, l(hydrogène vert produit surtout par l’électrolyse de l’eau avec des énergies non polluantes mais aussi l’hydrogène blanc ou hydrogène naturel. Un article d’H2Mobile fait le point sur la question .

 

Appelé aussi « hydrogène natif » ou « hydrogène naturel », l’hydrogène blanc est en quelque sorte un don de la terre. Trois phénomènes géologiques différents en sont à l’origine. Tout d’abord l’altération hydrothermal de minéraux ferreux via une réaction d’oxydoréduction. Ensuite par radiolyse d’une eau riche en éléments comme l’uranium ou le plutonium. Sous l’effet d’un rayonnement ionisant, les molécules d’eau peuvent se rompre et libérer de l’hydrogène. Dernier des 3 phénomènes, le dégazage mantellique.

« Il y a de l’hydrogène naturel dans l’eau à plusieurs milliers de mètres de profondeur. Mais il y a aussi des sources à plus ou moins 100 mètres, comme celle qui a été découverte au Mali en 1987, lors d’une opération de forage pour trouver de l’eau », a lancé Nicolas Pelissier.

Pour le dirigeant de 45-8 Energy, « il ne faut négliger aucune solution pour obtenir de l’hydrogène décarboné ». Aujourd’hui, 95% de l’hydrogène utilisé est obtenu par vaporeformage. Les process sont industrialisés, le rendement est élevé et cette production apparaît très compétitive. Le reste, c’est-à-dire 5%, provient d’opérations d’électrolyse en privilégiant les énergies renouvelables. Cette pratique permet de s’affranchir des fortes émissions de CO2 de la solution par vaporeformage. Mais le coût est multiplié par 3 et le rendement est faible.

« La production d’hydrogène par électrolyse consomme actuellement environ les 2/3 de l’énergie produite. Produire ainsi l’équivalent de l’hydrogène actuellement consommé en France nécessiterait près de 100 TWh d’électricité. Même avec des avancées technologiques importantes, l’électrolyse seule ne suffira pas », a souligné Nicolas Pelissier.

Parce qu’il est produit naturellement par la planète, l’hydrogène natif ne cause aucune émission de CO2.  L’exploiter est compétitif par rapport au vaporeformage, notamment en co-valorisation.

« L’hydrogène disponible à partir de puits n’est pas pur. Il est mélangé avec d’autres gaz qui sont toujours un peu les mêmes. En particulier l’azote qu’on trouve déjà dans l’atmosphère. Mais aussi l’hélium. Dans ce second cas, les coûts d’exploitation de l’hydrogène natif peuvent être couverts par la production d’hélium dont les usages sont en plein essor  », a expliqué Nicolas Pelissier. « Des membranes sont développées spécifiquement pour séparer les 2 gaz », a-t-il précisé par la suite. Pour ce spécialiste en gaz industriels valorisés en circuit court, l’hydrogène natif doit être consommé localement, les unités de stockage ne prenant alors que la taille de hangars agricoles. Idem pour l’hélium qu’il est difficile de stocker et transporter.

Si l’hydrogène naturel suscite de plus en plus l’intérêt d’industriels (dont Engie, partenaire de 45-8 Energy) et de politiques, c’est en particulier parce que l’on découvre tous les jours de nouvelles sources dans le monde. En juillet 2020, l’ancien sénateur du Rhône, René Trégouët soutenait que « les estimations du flux naturel d’hydrogène sont importantes et pourraient répondre à l’ensemble des besoins en hydrogène du monde ». La filière naissante pour ce produit naturel n’est pourtant pas incluse à ce jour dans la stratégie nationale H2 vers 2030 dotée d’une enveloppe de 7,2 milliards d’euros.

Au niveau mondial, le village malien de Bourakébougou fait un peu figure d’exception. Depuis 30 ans, il crache un gaz qui contient une concentration d’hydrogène proche de 98 %. Le projet pilote qui l’entoure permet d’alimenter tout le village en électricité. Le puits fournit 1.300 m3 de gaz H2 blancs par jour. Sur 800 km², 25 autres installations ont été implantées, présentant les mêmes concentrations. « Pas besoin de matériel dimensionné pour les forages pétroliers. Les puits d’extraction de l’hydrogène naturel sont assimilables à ceux pour l’eau. Leur vanne peut être dissimulée dans un simple buisson », a comparé Nicolas Pelissier.

En France, l’hydrogène naturel est présent sous 3 formes différentes.Tout d’abord dans des puits, sans atteindre les concentrations exceptionnelles du village malien de Bourakébougou. Ainsi à Bugey (concentration de 0,47 à 5,24%), dans le fossé Rhénan (6%), le Jura externe (2,5%) et dans le bassin de Paris (3%). Des fuites ont été constatées dans une faille géologique du Cotentin, dans les Pyrénées, ainsi que dans les fossés Rhénan et Bressan.

L’hydrogène blanc est aussi présent dans de l’eau (mofettes) à Buis-les-Baronnies et à Molières-Glandaz, 2 territoires de la Drôme. Dans les fossé Rhénan et Bressan, l’hydrogène est présent à seulement 1 mètre de profondeur. La présence du gaz peut parfois être détectée par des vues du ciel et autres techniques d’imagerie du sous-sol. Ainsi, au cœur des vignobles de Côte-d’Or, lorsque les ceps poussent difficilement dans des zones plus ou moins grandes en formes de cercles.

L’exploration est une activité essentielle pour 45-8 Energy. Elle permet d’identifier et analyser différents sites de production d’hydrogène naturel. En France, il faut compter entre 18 et 24 mois pour obtenir un permis d’explorer. Contre 15 jours aux Etats-Unis, par exemple. Dans une démarche globale, la société mosellane développe un portfolio des lieux à explorer à l’échelle européenne. Avec l’objectif de mettre en place une première production pilote sur le territoire à horizon 2025. Chaque cas est analysé à travers plusieurs étapes visant à réduire la liste aux sites les plus prometteurs. Comme celui des Fonts-Bouillants, dans la Nièvre. Là, l’hydrogène natif est combiné avec de l’hélium.

« Les fuites existent sur place depuis l’époque gallo-romaine et n’ont pas baissé en intensité depuis. On espère pouvoir exploiter ce site sur plusieurs dizaines d’années », a indiqué Nicolas Pelissier. Des capteurs ont bien confirmé la présence des 2 gaz.

Consciente que l’exploration géologique peut faire peur aux populations qui pourraient à tort l’assimiler à la fracturation hydraulique, l’équipe de 45-8 Energy a pris l’habitude de rencontrer en amont les riverains, les associations environnementales et les collectivités publiques. Et ce, même si une phase de consultation est déjà légalement prévue avant l’attribution du permis d’explorer.

« Il existe en France 51.000 puits à eau. Pour récupérer l’hydrogène et l’hélium dans la Nièvre, il n’est pas besoin de travaux très différents. D’ailleurs nous faisons appel aux mêmes professionnels pour effectuer des puits compacts avec des foreuses géotechniques sur chenillettes », a détaillé Nicolas Pelissier. 45-8 Energy privilégie ainsi la co-valorisation. « Nous espérons nous installer sur des friches industrielles. La production finale serait stockée sur place, dans un hangar agricole. Le coût énergétique, de purification et de compression dépend du mix en présence et de la pression d’origine du gaz. C’est au cas par cas », a-t-il révélé.

Quels volumes d’hydrogène natif dans les sous-sols français, européens et mondiaux ? Il est déjà impossible d’obtenir des chiffres fiables et précis concernant le pétrole enfoui, alors que des prospections existent depuis des dizaines d’années pour lui. Les estimations sont donc plus compliquées encore pour l’H2 naturel qui commence à peine à disposer d’une filière dédiée. Le 26 mars a été officiellement lancée l’initiative EartH2 pour l’hydrogène du sous-sol. Elle permettra de fédérer les acteur académiques et industriels « de manière à faciliter l’émergence de projets collaboratifs et ambitieux ». Mais aussi de promouvoir l’apport du sous-sol en matière d’hydrogène auprès des décideurs régionaux, nationaux et européens.

L’hydrogène blanc : quel avenir ?

L’hydrogène blanc :  quel avenir ?

il y a en quelque sorte trois couleurs d’hydrogène. Hydrogène grise  provenant des hydrocarbures, l(hydrogène vert produit surtout par l’électrolyse de l’eau avec des énergies non polluantes mais aussi l’hydrogène blanc ou hydrogène naturel. Un article d’H2Mobile fait le point sur la question .

 

Appelé aussi « hydrogène natif » ou « hydrogène naturel », l’hydrogène blanc est en quelque sorte un don de la terre. Trois phénomènes géologiques différents en sont à l’origine. Tout d’abord l’altération hydrothermal de minéraux ferreux via une réaction d’oxydoréduction. Ensuite par radiolyse d’une eau riche en éléments comme l’uranium ou le plutonium. Sous l’effet d’un rayonnement ionisant, les molécules d’eau peuvent se rompre et libérer de l’hydrogène. Dernier des 3 phénomènes, le dégazage mantellique.

« Il y a de l’hydrogène naturel dans l’eau à plusieurs milliers de mètres de profondeur. Mais il y a aussi des sources à plus ou moins 100 mètres, comme celle qui a été découverte au Mali en 1987, lors d’une opération de forage pour trouver de l’eau », a lancé Nicolas Pelissier.

Pour le dirigeant de 45-8 Energy, « il ne faut négliger aucune solution pour obtenir de l’hydrogène décarboné ». Aujourd’hui, 95% de l’hydrogène utilisé est obtenu par vaporeformage. Les process sont industrialisés, le rendement est élevé et cette production apparaît très compétitive. Le reste, c’est-à-dire 5%, provient d’opérations d’électrolyse en privilégiant les énergies renouvelables. Cette pratique permet de s’affranchir des fortes émissions de CO2 de la solution par vaporeformage. Mais le coût est multiplié par 3 et le rendement est faible.

« La production d’hydrogène par électrolyse consomme actuellement environ les 2/3 de l’énergie produite. Produire ainsi l’équivalent de l’hydrogène actuellement consommé en France nécessiterait près de 100 TWh d’électricité. Même avec des avancées technologiques importantes, l’électrolyse seule ne suffira pas », a souligné Nicolas Pelissier.

Parce qu’il est produit naturellement par la planète, l’hydrogène natif ne cause aucune émission de CO2.  L’exploiter est compétitif par rapport au vaporeformage, notamment en co-valorisation.

« L’hydrogène disponible à partir de puits n’est pas pur. Il est mélangé avec d’autres gaz qui sont toujours un peu les mêmes. En particulier l’azote qu’on trouve déjà dans l’atmosphère. Mais aussi l’hélium. Dans ce second cas, les coûts d’exploitation de l’hydrogène natif peuvent être couverts par la production d’hélium dont les usages sont en plein essor  », a expliqué Nicolas Pelissier. « Des membranes sont développées spécifiquement pour séparer les 2 gaz », a-t-il précisé par la suite. Pour ce spécialiste en gaz industriels valorisés en circuit court, l’hydrogène natif doit être consommé localement, les unités de stockage ne prenant alors que la taille de hangars agricoles. Idem pour l’hélium qu’il est difficile de stocker et transporter.

Si l’hydrogène naturel suscite de plus en plus l’intérêt d’industriels (dont Engie, partenaire de 45-8 Energy) et de politiques, c’est en particulier parce que l’on découvre tous les jours de nouvelles sources dans le monde. En juillet 2020, l’ancien sénateur du Rhône, René Trégouët soutenait que « les estimations du flux naturel d’hydrogène sont importantes et pourraient répondre à l’ensemble des besoins en hydrogène du monde ». La filière naissante pour ce produit naturel n’est pourtant pas incluse à ce jour dans la stratégie nationale H2 vers 2030 dotée d’une enveloppe de 7,2 milliards d’euros.

Au niveau mondial, le village malien de Bourakébougou fait un peu figure d’exception. Depuis 30 ans, il crache un gaz qui contient une concentration d’hydrogène proche de 98 %. Le projet pilote qui l’entoure permet d’alimenter tout le village en électricité. Le puits fournit 1.300 m3 de gaz H2 blancs par jour. Sur 800 km², 25 autres installations ont été implantées, présentant les mêmes concentrations. « Pas besoin de matériel dimensionné pour les forages pétroliers. Les puits d’extraction de l’hydrogène naturel sont assimilables à ceux pour l’eau. Leur vanne peut être dissimulée dans un simple buisson », a comparé Nicolas Pelissier.

En France, l’hydrogène naturel est présent sous 3 formes différentes.Tout d’abord dans des puits, sans atteindre les concentrations exceptionnelles du village malien de Bourakébougou. Ainsi à Bugey (concentration de 0,47 à 5,24%), dans le fossé Rhénan (6%), le Jura externe (2,5%) et dans le bassin de Paris (3%). Des fuites ont été constatées dans une faille géologique du Cotentin, dans les Pyrénées, ainsi que dans les fossés Rhénan et Bressan.

L’hydrogène blanc est aussi présent dans de l’eau (mofettes) à Buis-les-Baronnies et à Molières-Glandaz, 2 territoires de la Drôme. Dans les fossé Rhénan et Bressan, l’hydrogène est présent à seulement 1 mètre de profondeur. La présence du gaz peut parfois être détectée par des vues du ciel et autres techniques d’imagerie du sous-sol. Ainsi, au cœur des vignobles de Côte-d’Or, lorsque les ceps poussent difficilement dans des zones plus ou moins grandes en formes de cercles.

L’exploration est une activité essentielle pour 45-8 Energy. Elle permet d’identifier et analyser différents sites de production d’hydrogène naturel. En France, il faut compter entre 18 et 24 mois pour obtenir un permis d’explorer. Contre 15 jours aux Etats-Unis, par exemple. Dans une démarche globale, la société mosellane développe un portfolio des lieux à explorer à l’échelle européenne. Avec l’objectif de mettre en place une première production pilote sur le territoire à horizon 2025. Chaque cas est analysé à travers plusieurs étapes visant à réduire la liste aux sites les plus prometteurs. Comme celui des Fonts-Bouillants, dans la Nièvre. Là, l’hydrogène natif est combiné avec de l’hélium.

« Les fuites existent sur place depuis l’époque gallo-romaine et n’ont pas baissé en intensité depuis. On espère pouvoir exploiter ce site sur plusieurs dizaines d’années », a indiqué Nicolas Pelissier. Des capteurs ont bien confirmé la présence des 2 gaz.

Consciente que l’exploration géologique peut faire peur aux populations qui pourraient à tort l’assimiler à la fracturation hydraulique, l’équipe de 45-8 Energy a pris l’habitude de rencontrer en amont les riverains, les associations environnementales et les collectivités publiques. Et ce, même si une phase de consultation est déjà légalement prévue avant l’attribution du permis d’explorer.

« Il existe en France 51.000 puits à eau. Pour récupérer l’hydrogène et l’hélium dans la Nièvre, il n’est pas besoin de travaux très différents. D’ailleurs nous faisons appel aux mêmes professionnels pour effectuer des puits compacts avec des foreuses géotechniques sur chenillettes », a détaillé Nicolas Pelissier. 45-8 Energy privilégie ainsi la co-valorisation. « Nous espérons nous installer sur des friches industrielles. La production finale serait stockée sur place, dans un hangar agricole. Le coût énergétique, de purification et de compression dépend du mix en présence et de la pression d’origine du gaz. C’est au cas par cas », a-t-il révélé.

Quels volumes d’hydrogène natif dans les sous-sols français, européens et mondiaux ? Il est déjà impossible d’obtenir des chiffres fiables et précis concernant le pétrole enfoui, alors que des prospections existent depuis des dizaines d’années pour lui. Les estimations sont donc plus compliquées encore pour l’H2 naturel qui commence à peine à disposer d’une filière dédiée. Le 26 mars a été officiellement lancée l’initiative EartH2 pour l’hydrogène du sous-sol. Elle permettra de fédérer les acteur académiques et industriels « de manière à faciliter l’émergence de projets collaboratifs et ambitieux ». Mais aussi de promouvoir l’apport du sous-sol en matière d’hydrogène auprès des décideurs régionaux, nationaux et européens.

Transports : les créneaux d’avenir pour l’hydrogène

Transports : les créneaux d’avenir pour l’hydrogène

,Pierre-Franck Chevet, président de l’IFP Energies nouvelles, vante les mérites de l ‘hydrogène afin de décarboner les transports. Mais ses propriétés physico-chimiques n’en font pas un candidat idéal pour tous les modes de mobilité.

 

Tribune.

 

Le 21 août, le prototype de compétition à propulsion électrique-hydrogène de l’écurie H24 Racing s’élancera sur l’autodrome des 24 Heures du Mans. Des tours de piste qui marqueront une avancée supplémentaire vers une course zéro émission d’ici 2024. Et une nouvelle preuve de la pertinence de l’hydrogène pour décarboner les transports.

Pour atteindre son objectif de neutralité carbone d’ici 2050, la France doit s’attaquer à la décarbonation des transports. Et ce de manière urgente, car le secteur représente plus de 30 % des émissions totales de CO₂. L’hydrogène décarboné est dans la course pour réussir la transition énergétique.

L’hydrogène décarboné s’impose comme l’une des solutions pour réduire les émissions de CO₂ des transports. Mais pas pour tous les usages : ses propriétés physico-chimiques n’en font pas un candidat idéal pour tous les modes de mobilité.

Avantages et inconvénients

Prenons la voiture individuelle. Les vertus de la molécule verte pour décarboner cet usage sont régulièrement vantées. Pourtant, c’est dans l’automobile que son potentiel semble le plus limité, les constructeurs ayant déjà fait le choix des véhicules électriques à batterie pour remplacer les moteurs thermiques. C’est une solution bien adaptée, qui va gagner du terrain avec l’augmentation des performances des batteries et des capacités de recharge. Dans ce contexte, le véhicule électrique équipé d’une pile à combustible (PaC) fonctionnant à l’hydrogène trouvera plus difficilement sa place.

Mais qu’en est-il des autres usages ? Ceux dont les besoins énergétiques ne peuvent être satisfaits par la batterie ? Le jeu reste ouvert. Qu’il s’agisse de PaC ou de moteurs à hydrogène, chaque solution implique des choix industriels stratégiques et possède ses avantages et inconvénients.

Les poids lourds sont d’excellents candidats à la conversion à l’hydrogène, car ils ont besoin d’une forte capacité d’énergie embarquée et de faibles temps de ravitaillement, difficilement compatibles avec les capacités des batteries. En misant sur la transformation des moteurs à l’hydrogène, les industriels ont un avantage considérable : décarboner sans engager de nouveaux investissements.

Les trains à hydrogène, quant à eux, sont déjà une réalité en Europe, avec des projets de trains à propulsion électrique exploitant une PaC à hydrogène. C’est une option qui fait sens, 50 % du réseau ferroviaire européen n’étant pas électrifié. Dans ces conditions, mieux vaut se tourner vers l’hydrogène plutôt que vers des investissements d’électrification des voies conséquents.

La pertinence de l’hydrogène pour l’aviation ?

 

« Il faut réexaminer la pertinence de l’hydrogène pour l’aviation » estime dans la Tribune (extrait) Michel Wachenheim, président de l’Académie de l’Air et de l’Espace)

 Airbus entend lancer un avion à hydrogène d’ici à 2035. Cela est-il possible selon vous et si oui quel type d’avion pourrait voler à l’hydrogène à cet horizon-là ?

MICHEL WACHENHEIM* - Airbus a déjà présenté publiquement ses différents projets et fera certainement d’autres annonces lorsque ses travaux de recherche seront plus avancés. L’Académie de l’Air et de l’Espace a organisé en mars dernier, sous la présidence de Madame Violetta Bulç, ancienne Commissaire européenne aux transports, un colloque dont l’objet était de mettre en évidence les voies et moyens de la décarbonation du transport aérien, sans tabous ni concessions, en donnant la parole à des acteurs extérieurs, à des jeunes et à des points de vue non européens. Bien évidemment, l’innovation technologique tient une large place dans la feuille de route qui mène à la neutralité carbone totale pour l’aviation. Les experts entendus considèrent unanimement que l’utilisation d’hydrogène pour propulser des avions court-courriers n’est pas hors de portée, même si de nombreuses difficultés restent à résoudre.  Quelles sont-elles ?

• La taille et le poids des réservoirs : même si son rapport énergie/masse est environ 3 fois plus élevé que celui du kérosène, la densité très faible de l’hydrogène nécessitera des volumes 4 fois plus grands pour l’hydrogène liquide à -253°C, 6 fois plus grands pour l’hydrogène comprimé à 700bars, ce qui alourdira l’avion et entraînera de plus une surconsommation ;
• La complexité des systèmes de gestion des circuits d’alimentation des moteurs, de l’évaporation permanente d’hydrogène, de l’étanchéité des circuits, qui devront respecter les normes de sécurité du transport aérien et sans doute de nouvelles normes qui restent à établir, beaucoup plus drastiques que celles de l’industrie spatiale conçues pour des vols de courte durée ;
• La disponibilité d’infrastructures de production et de distribution sur les aéroports accueillant ces avions, respectant les normes de protection environnementales spécifiques et coexistant pendant le temps nécessaire avec les autres moyens d’avitaillement en kérosène et en carburants durables actuels ou à venir.

Ce ne sont là que les principaux défis. L’innovation technologique permettra sans doute d’en relever un certain nombre, mais les contraintes de volume et de poids (qui relèvent des lois de la physique, valables aujourd’hui, en 2035 et au-delà !) pourront difficilement être contournées, ce qui fait que ce type de propulsion ne pourra être envisagé à court et moyen terme que sur des avions à rayon d’action de 500 à 1000 km pour l’hydrogène gazeux, et environ jusqu’à 2000 km pour l’hydrogène liquide, selon les chiffres avancés par les experts présents au colloque de l’Académie en mars dernier. Ainsi cette solution, pour aussi séduisante qu’elle soit, n’impactera que très minoritairement les émissions de l’aviation dont les deux tiers proviennent des vols moyens et long-courriers.

Ce constat doit aussi être évalué au regard de la politique de flotte des compagnies aériennes. La coexistence d’avions de technologies très différentes, si elle n’est pas impossible, est plus difficile à gérer à tous points de vue (interopérabilité, flexibilité des affectations d’appareils aux différentes dessertes, formation des personnels techniques

L’hydrogène a besoin du nucléaire

L’hydrogène a besoin du nucléaire

 

 

Ce que justifie Gérard Longuet  sénateur LR de la Meuse, ancien ministre , vice-président de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques  dans l’Opinion.

 

 

L’Europe vise les dix millions de tonnes d’hydrogène renouvelable d’ici à 2030. Quelle serait la quantité d’électricité nécessaire à mobiliser pour atteindre cette production ?

L’hydrogène n’est pas une source, c’est un vecteur d’énergie qui demande beaucoup d’électricité pour être produit. Afin de fabriquer 10 millions de tonnes donc, 550 TWh sont nécessaires (on a besoin en moyenne de 55 kWh par kg d’hydrogène). Et l’Union européenne a déclaré que l’intégralité de cette production serait d’origine renouvelable, tandis qu’elle est actuellement, en France, à 95 % d’origine fossile. L’objectif visé pourrait ainsi représenter 150 000 éoliennes terrestres, ou 800 000 hectares de panneaux solaires, dans des ordres de grandeurs approximatifs… Des chiffres aberrants.

Est-ce réaliste ?

Non, appelons un chat un chat, l’Union européenne doit se montrer plus ouverte sur la question nucléaire. Elle doit également prendre en compte la solution de captage de CO2 de l’hydrogène produit par reformage du méthane, qui est une autre façon d’isoler la molécule sans émissions de gaz à effet de serre.

Mais l’Allemagne défend cette position 100 % renouvelable, arguments à l’appui…

Les Allemands disent très clairement que cette énergie sera importée. Un projet « Desertec » de photovoltaïques dans le Sahara est en réflexion. A condition, cependant, que les pays propriétaires de ce territoire l’acceptent, qu’ils en sécurisent le fonctionnement et en garantissent un certain équilibre économique pour amortir les investissements. J’ajoute que, lorsque l’on transforme une énergie en vecteur de stockage que l’on transporte, on perd entre 20 et 50 % de l’énergie d’origine. Donc je pense que l’Europe raconte des histoires quand elle nous dit que l’on peut produire dix millions de tonnes d’hydrogène renouvelable.

Où se situe la France sur cette question ?

Nous sommes dans une position intermédiaire car nous pouvons produire de l’hydrogène nucléaire. Or, la Programmation pluriannuelle de l’énergie ambitionne d’abaisser la part du nucléaire dans le mix énergétique français à 50 % d’ici à 2030. Il faudrait donc, je pense, ajouter à ce mix dédié à notre consommation, une production consacrée à l’hydrogène ayant une part nucléaire à repenser.

« Le renouvelable a sa place. Mais à cela doit s’ajouter davantage de nucléaire, sous des formes différentes, comme les technologies SMR, c’est-à-dire de petits réacteurs modulaires »

Est-ce que cela demanderait de construire de nouveaux réacteurs ?

Oui. En sachant que les territoires qui en sont dépourvus ne veulent pas en accueillir, comme la Bretagne. Il y a plusieurs zones en France qui se trouvent en fragilité électrique à cause d’une production insuffisante et d’une densité de réseaux trop forte à certains endroits. Impossible de faire de l’hydrogène dans ces conditions.

Sommes-nous face à un dilemme insoluble, entre un besoin d’hydrogène décarboné (idéal pour la mobilité lourde) et une capacité électrique insuffisante pour le produire ?

Non, c’est à mon avis totalement soluble. Le renouvelable a sa place, on peut augmenter les éoliennes dans les zones à faible densité de population jusqu’au moment où cela ne sera plus acceptable. Mais à cela doit s’ajouter davantage de nucléaire, sous des formes différentes, comme les technologies SMR, c’est-à-dire de petits réacteurs modulaires fabriqués à la chaîne pour le dire rapidement. Ces installations ont des plus petites puissances et sont, par conséquent, plus sûres.

N’est-il pas envisageable, par ailleurs, que notre consommation électrique gagne en efficience ou tende vers une certaine sobriété, pour équilibrer le mix et compenser l’arrivée de l’hydrogène ?

Je ne le crois pas. Il y a une demande d’électricité croissante pour toute la société numérique. Certes, ce secteur permet d’optimiser tel ou tel système, en le rendant plus sobre et plus intelligent, mais cela reste une source importante de consommation. Regardez l’augmentation des data centers. Il faut également prendre en compte le chauffage, avec la multiplication des pompes à chaleur ainsi que le développement de la mobilité électrique. Je ne vois pas pourquoi, ni comment, cette demande devrait baisser. Et le discours sur l’hydrogène est incohérent de ce point de vue là. Cela demande de réfléchir sur le long terme à notre manière de transformer l’industrie. Pour ma part, je préfère la décarboner avec la science, qu’avec la décroissance. L’homme a toujours choisi l’innovation.

Michelin : du pneu à la pharmacie et à l’hydrogène

Michelin : du pneu à la pharmacie et à l’hydrogène

 

Michelin semble s’engager dans une reconversion progressive qui pourrait passer par la pharmacie et l’hydrogène. De toute façon, la plupart des usines de production de Michelin se trouvent  désormais à l’étranger par ailleurs la firme est menacée par les pneus bon marché asiatique.

La firme a déclaré dans une présentation stratégique jeudi qu’elle prévoyait un chiffre d’affaires en 2030 de 34 milliards d’euros, contre 20,5 milliards l’an dernier.

Elle s’attend à ce que la croissance la plus rapide provienne de son activité de fabrication de systèmes d’alimentation à hydrogène pour les véhicules. Il a déclaré que cela passerait d’une prévision de 200 millions d’euros en 2025 à 1,5 milliard d’ici la fin de cette décennie.

Il a déclaré qu’il espérait également une croissance rapide dans les nouveaux domaines de l’impression 3D en métal et des dispositifs médicaux.

«Tout en restant fidèle à notre ADN, le profil de l’entreprise évoluera considérablement d’ici 2030, avec un rôle plus important pour les nouvelles activités à forte valeur ajoutée autour et au-delà de la fabrication de pneus», a déclaré le directeur général Florent Menegaux dans un communiqué.

Dans son activité de pneus traditionnelle, elle a déclaré qu’elle réaliserait une croissance en transférant une partie de la production vers des sites à moindre coût et en se concentrant sur des pneus à marge plus élevée.

Michelin et le fabricant français de pièces automobiles Faurecia possèdent ensemble une entreprise appelée Symbio, qui fabrique des systèmes de piles à hydrogène pour les véhicules légers, les véhicules utilitaires et les camions.

L’hydrogène a été présenté pendant des décennies comme une alternative aux combustibles fossiles, mais les tentatives de le commercialiser pour une utilisation dans les véhicules et l’industrie ont échoué.

Les sociétés japonaises Toyota Motor Corp, Honda Motor Co et Hyundai Motor sont à ce jour les seuls grands constructeurs automobiles à vendre des véhicules à pile à hydrogène aux consommateurs. Les ventes sont modestes.

Néanmoins, l’Union européenne, la Grande-Bretagne, le Japon et la Corée du Sud, ainsi que des sociétés pétrolières et gazières de premier plan telles que Royal Dutch Shell, BP et Total ont prévu d’investir massivement dans l’hydrogène. (1 USD = 0,8403 euros)

L’hydrogène : une filière qui se développe en Bourgogne Franche-Comté

 

Les acteurs régionaux qui construisent la filière hydrogène en Bourgogne-Franche-Comté dressent le bilan de vingt ans de réalisations et d’expérimentations et fixent le cap à venir. 90 millions d’euros sont mobilisés pour devenir la première région à énergie positive de France.

« Nous avons été les premiers à lancer des projets de recherche avec le FC Lab il y a vingt ans, nous avons fait partie des premiers à mettre en place des écosystèmes de mobilité qui ont été déterminants dans la poursuite des déploiements opérés », rappelle Marie-Guite Dufay, présidente de la région Bourgogne-Franche-Comté. La filière hydrogène constitue une opportunité unique de donner un nouveau souffle à un territoire qui représente la première région industrielle de France et qui est depuis 2016, labellisée « Territoires Hydrogène ».

 « Cette culture de l’industrie, cet attachement pour elle, nous donne toute légitimité pour devenir un leader de l’hydrogène, non seulement dans l’Hexagone mais également à l’échelle européenne », déclare Jean-Marie Girier, préfet du Territoire de Belfort.