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La France parie aussi sur l’hydrogène

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 COdes 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

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.

Alliance Total et Engie pour l’hydrogène vert

Alliance Total et Engie pour l’hydrogène vert

Jusqu’à maintenant pour la fabrication de l’hydrogène dit  gris on utilise souvent des carburants fossiles et dont la production est très émettrice de CO2. Le projet Masshylia d’Engie et Total, hébergé au sein de la raffinerie, consiste à produire de l’hydrogène à partir d’eau et d’électricité, avec un électrolyseur d’une puissance industrielle de 40 mégawatts. Il fournira dans un premier temps 5 tonnes d’hydrogène vert par jour. De quoi éviter l’émission de 15.000 tonnes de COpar an, calculent les promoteurs du projet.

L’électricité sera fournie par un parc photovoltaïque . Notons cependant qu’on peut aussi utiliser les excédents d’électricité de tous les types d’énergie renouvelable ou non.

L’ enjeu de l’hydrogène

L’ enjeu de l’hydrogène

 

Laurent Favre (Plastic Omnium) évoque l’enjeu de l’hydrogène pour l’Europe.

 

La pandémie va laisser des traces et rebattre les cartes de l’industrie automobile mondiale. L’Europe, qui pratique en permanence le compromis sécurité sanitaire/maintien de l’activité, apparaît plus durablement touchée, constate Laurent Favre, directeur général de l’équipementier Plastic Omnium depuis le 1er janvier 2020…

Quel bilan et surtout quelles leçons tirez-vous de la pandémie ?

Evidemment, la première partie de 2020 a été très chaotique mais par temps de pandémie, être global est un avantage. Nous avons trente usines en Chine, d’où la pandémie est partie, ce qui nous a permis de préparer le reste du groupe, humainement et économiquement. Sur le plan sanitaire, nous avons mis en place un protocole unique dans toutes nos usines, ce qui a encore rapproché les équipes : chez Plastic Omnium, tout le monde travaillait de la même façon. Cela nous a fait prendre conscience à quel point il faut pouvoir se reposer sur une organisation fondée sur la cohésion et la solidarité des équipes.

Parallèlement, nous avons travaillé sur le monde de demain. Pas question de laisser la Covid-19 imposer son agenda ! Cette crise n’a fait qu’accélérer et amplifier les tendances lourdes qui se dessinaient. Depuis 2017, les volumes mondiaux de ventes de véhicules reculaient, sous l’influence des nouveaux usages et des exigences liées aux nouvelles mobilités. Il va falloir accélérer notre adaptation à ce nouveau contexte ; les sujets sociétaux et environnementaux sont d’ailleurs très présents dans les plans de relance mondiaux. Dans le groupe, nous nous sommes aussi rendu compte qu’on ne profitait pas à plein des outils digitaux, la visite virtuelle d’usines, le télétravail… De cette crise émergera un nouveau modèle de fonctionnement.

Quid de la conjoncture mondiale automobile. La pandémie rebat-elle les cartes ?

Le marché asiatique est reparti très rapidement. En Chine, les volumes au second semestre ont été supérieurs à ceux de la même période de 2019. L’Amérique du Nord a repris un fonctionnement quasi normal, cette région ayant clairement choisi de préserver l’économie. En revanche, l’Europe qui représente 55 % des débouchés du groupe, et pratique en permanence le compromis sécurité sanitaire/maintien de l’activité, apparaît plus durablement touchée.

Oui, cette crise va laisser des traces et rebattre les cartes car l’écart se creuse entre le Vieux continent et la Chine, en termes de croissance et de développement technologique. De ce fait, la pandémie va certainement fragmenter le marché de la mobilité. Le secteur fonctionnait autour de plateformes globales, desservant des implantations mondiales. L’avenir se dessine autour d’organisations beaucoup plus locales, répondant à des besoins spécifiques régionaux.

Dans ce contexte, les appels du gouvernement à la relocalisation ont-ils un sens ?

En l’occurrence, la France ne représente que 6 à 7 % de nos débouchés, et notre stratégie a toujours été de développer, d’acheter et de produire là où nous vendons. Pas question de produire en France ce que nous vendons en Chine et inversement ! Cela ne changera pas. En revanche, la chaîne logistique sera plus affectée. Avant la Covid, les barrières douanières, les fluctuations de taux de change, le débat grandissant sur la pollution liée au transport des pièces pesaient déjà en faveur de la localisation de ces chaînes. La crise amplifie ce besoin, on le voit aujourd’hui avec la pénurie de composants électroniques qui pénalise le secteur automobile.

Nouvelles mobilités égalent nouvelles productions. Cela entraîne-t-il des bouleversements chez Plastic Omnium ?

La première étape de la mobilité propre consiste à décarboner les moteurs thermiques, essence et diesel. C’est un gros marché pour Plastic Omnium qui est leader mondial des systèmes de dépollution. La deuxième étape, c’est l’hybridation des véhicules : on mixe moteurs à combustible et électrique, cela nécessite des réservoirs plus complexes, domaine dans lequel le groupe innove beaucoup.

Le « tout électrique » arrivera dans un troisième temps. Nous estimons qu’il représentera 30 % du marché mondial, dix fois plus qu’aujourd’hui, en 2030, avec de gros écarts par région. Ce sera sans doute plus important en Europe, moins aux Etats-Unis. Cela signifie que 70 % du marché sera toujours très « hybridé ». Nous préparons le coup d’après avec le moteur à hydrogène, qui est un véhicule électrique pour lequel le stockage de l’énergie se fait par le biais de réservoirs à hydrogène.

Où en est Plastic Omnium dans ce domaine ?

Depuis 2015, nous avons investi 200 millions d’euros dans le réservoir hydrogène à haute pression (700 bars), qui permet de maximiser la quantité d’énergie dans un minimum de place. La deuxième étape est la transformation de cette énergie en électricité, par la pile à combustible. C’est le sens du partenariat que nous avons conclu en octobre avec l’allemand ElringKlinger. Notre coentreprise, EKPO, a vocation à devenir le leader mondial de la pile à combustible. L’hydrogène est une vraie alternative au modèle 100 % batterie. Le consensus est qu’il n’y aura pas à l’avenir un seul mode de motorisation. La fragmentation régnera aussi dans ce domaine, avec d’un côté le 100 % batterie pour les véhicules urbains, de l’autre le 100 % hydrogène pour les poids lourds, et entre les deux une grande partie d’hybride, batterie/pile à combustible.

L’autre certitude est que l’Europe a une vraie carte à jouer dans l’hydrogène. Elle dispose des champions mondiaux de la production d’hydrogène et d’électricité décarbonée, ainsi que des savoir-faire. Le véritable enjeu, ce sont les infrastructures, les bornes de recharge notamment. C’est dans ce domaine que l’Europe est en train de prendre beaucoup de retard.

«Le soutien à court terme de l’économie est justifié, mais il est risqué. Dans notre secteur la perfusion pourra se révéler dangereuse si elle maintient artificiellement en vie des sous-traitants automobile qui étaient déjà mal en point avant la pandémie. La casse ne sera pas évitée, elle n’est que reportée»

Que pensez-vous des différents plans de soutien, français et européen, à la filière automobile et aux énergies propres ?

Le soutien à court terme de l’économie est justifié, mais il est risqué. L’Etat arrête l’économie, il l’empêche de couler, c’est normal. Mais dans notre secteur la perfusion pourra se révéler dangereuse si elle maintient artificiellement en vie des sous-traitants automobile qui étaient déjà mal en point avant la pandémie. La casse ne sera pas évitée, elle n’est que reportée. En revanche, les mesures structurelles, les plans visant à développer une industrie de l’hydrogène par exemple, sont une très bonne chose. L’Europe a là une occasion de reprendre la main. C’est une vraie opportunité ! Dans ce domaine, notre ambition est de profiter non pas de subventions, mais de l’écosystème et des infrastructures que ces plans doivent permettre d’installer.

En France, la vente de voitures est retombée à son niveau de 1975. Comment le marché peut-il se redresser ?

Là encore, la pandémie n’a fait qu’amplifier une tendance. Les décisions des constructeurs annonçaient déjà une baisse de 20 % de la production dans notre pays. Bon nombre de nouveaux modèles ne sont plus assemblés en France. Au-delà du marché français, le monde automobile « fantasmait » beaucoup avant la crise sur l’objectif de 100 millions de véhicules produits en un an. Notre scénario n’envisage pas cette hypothèse pour les prochaines années.

La croissance en volume telle qu’elle a pu être observée depuis une quinzaine d’années n’aura pas lieu. Le marché va-t-il plafonner à 80 ou 85 millions de véhicules ? Notre certitude est que l’évolution des usages et de la mobilité indique que la croissance future se mesurera en termes de contenu technologique et non d’unités vendues. Telle est d’ailleurs notre ambition : il faut de plus en plus de technologie, d’innovation et de valeur ajoutée de Plastic Omnium dans chaque véhicule. Tous nos produits auront demain davantage de fonctionnalités. C’est vrai pour toute l’industrie : l’innovation et la R & D feront plus que jamais la différence.

Quelle est votre stratégie dans ce domaine ?

La R & D représente 5 % de notre chiffre d’affaires. Ceux qui n’auront pas les moyens de suivre le rythme seront fragilisés. Cela préfigure sans doute une vague de consolidations dans le secteur au cours des 18-24 prochains mois, Plastic Omnium a la volonté et les moyens d’être un agent consolidateur. Et il dispose de l’atout majeur d’un actionnariat stable. Sur l’hydrogène, la France sera notre centre de gravité. Nous allons concentrer notre recherche sur deux sites, à Compiègne et en Chine. En matière de R & D, il n’y a pas de déclassement européen. Il faut absolument capitaliser sur cet atout et ne pas se laisser distancer.

 

 

Renault allié à un Américain pour devenir un grand de l’hydrogène

Renault allié à  un Américain pour devenir un grand de l’hydrogène

 

L’accord entre Renault et l’américain Plug Power pour développer les véhicules utilitaires à hydrogène pourrait constituer une piste très innovante pour le secteur automobile. Pour l’instant ,cet accord ne concerne que le développement des véhicules utilitaires légers. Reste que la frontière entre véhicules utilitaires légers et l’automobile risque d’être franchie  rapidement si l’hydrogène démontre à la fois son efficacité et sa compétitivité rapidement remettant ainsi en cause la piste exclusive du véhicule électrique qui présente le désavantage d’utiliser nombre de métaux rares et de transporter une très lourde tare inutile ( le poids mort des batteries) sans parler de la limitation du kilométrage.

 Renault a en effet annoncé mardi la signature d’un protocole d’accord avec l’américain Plug Power en vue de la création, d’ici la fin du premier semestre, d’une coentreprise à 50-50 dans les véhicules utilitaires légers (VUL) à hydrogène.

Cette coentreprise, implantée en France, se fixe pour objectif de conquérir plus de 30% de part de marché des VUL à hydrogène en Europe, précise Renault dans un communiqué.

Plug Power est le leader mondial des systèmes de piles à combustible et des services liés à l’hydrogène, ajoute-t-il.

« Le partenariat proposera une offre de services unique sur le marché : des solutions complètes et clés en main, comprenant à la fois la fourniture de véhicules à hydrogène, des stations de recharge, du ravitaillement en carburant, ainsi que des services adaptés à ces nouveaux besoins », a encore indiqué Renault dans son communiqué.

L’hydrogène pour l’aviation : la solution ?

L’hydrogène pour l’aviation : la solution ?

 

Selon une étude européenne, remplacer le kérosène par l’hydrogène moléculaire (H2, ou dihydrogène) permettrait de réduire de 50 % à 70 % l’impact du transport aérien sur le climat. La France et l’Allemagne y croient, qui ont mobilisé des milliards d’euros pour accompagner cette mutation. Airbus aussi, qui a fait le ​pari de lancer un premier avion « neutre en carbone » dès 2035, en remplaçant le kérosène par l’hydrogène.

Airbus a même franchi une étape supplémentaire en septembre, en dévoilant trois concepts d’avions à hydrogène. Le plus modeste est un avion régional à hélices de 100 sièges, propulsé par des moteurs électriques alimentés par une pile à combustible. Le plus classique est un court-courrier de type A320, pouvant emporter jusqu’à 200 passagers sur 3.500 km. Le plus futuriste est une aile volante d’environ 200 passagers. A l’horizon 2050, 40 % de la flotte européenne court et moyen-courrier pourrait s’être convertie à l’hydrogène, estime une étude du programme européen Clean Sky 2 .

 

« Mise en cause du gaz fossile pour l’hydrogène  » ?

« Mise en cause du gaz fossile pour l’hydrogène  » ?

Les deux experts du lobbying Belen Balanya et Hans van Scharen dénoncent, dans une tribune au « Monde », le poids de l’industrie du gaz dans la politique européenne de soutien à la filière hydrogène ( ceci étant  il faut prendre en compte que la production d’hydrogène peut-être tout autant et même mieux  assurée par les excédents d’électricité provenant du nucléaire ou des énergies alternatives NDLR)

Tribune. 

 

Lorsque nous parlons du changement climatique, nous le faisons en pensant à l’avenir de nos enfants et petits-enfants. Est-ce-là pourquoi nous tendons à croire aux contes de fées lorsqu’il s’agit de trouver des solutions ? On ne peut que se le demander, à voir comment les décideurs européens parlent aujourd’hui de l’hydrogène comme de la nouvelle source d’énergie propre qui nous tirera d’affaire.

En fait – mais ne le dites pas aux enfants –, il s’agit là du résultat d’une campagne très réussie menée par l’industrie du gaz, dont font partie des entreprises comme Shell et BP et leurs groupes de pression.

Campagne coordonnée et massive

« Une nouvelle aurore pour le gaz en Europe… Voilà qui va être un changement décisif pour le secteur du gaz, changement que nous adoptons et menons avec enthousiasme », a déclaré James Watson, secrétaire général d’Eurogas, le 7 juillet, en réaction à la publication de la nouvelle stratégie européenne sur l’hydrogène.

Grâce à une campagne de lobbying coordonnée et massive de 60 millions d’euros, l’industrie du gaz semble s’être assuré des lendemains heureux. Frans Timmermans, vice-président exécutif de la Commission européenne pour le Pacte vert européen, adoptait l’hydrogène en déclarant « L’hydrogène, c’est génial, et je suis déterminé à en faire un succès ! »

En effet, l’industrie semble avoir très bien réussi ses efforts de lobbying, et être parvenue à prendre le contrôle d’éléments-clés de la nouvelle stratégie. Dans un article décrivant comment Hydrogen Europe avait plus ou moins pris en charge la gestion quotidienne de l’Alliance européenne pour un hydrogène propre, le lobbyiste allemand et secrétaire général d’Hydrogen Europe, Jorgo Chatzimarkakis (par ailleurs ancien eurodéputé libéral), notait qu’un tiers des 430 milliards d’euros nécessaires au déploiement de l’hydrogène proviendrait de fonds publics. Cela représente presque le budget annuel de l’ensemble de l’Union européenne (UE).

Dans le même article, il déclarait : « Beaucoup de gens se demandent pourquoi cette initiative est menée par l’industrie et pourquoi des PDG sont prévus pour cela ? Car nous avons besoin de décisions rapides. » La stratégie européenne pour l’hydrogène de la Commission, publiée en juillet 2020, rappelle en effet de façon inquiétante les demandes de l’industrie, à commencer par les objectifs et investissements nécessaires pour l’hydrogène (430 milliards d’euros d’ici à 2030) à l’intérieur et à l’extérieur de l’UE.

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