Hydrogène : une solution de décarbonation, mais à quel prix ?
Unanimement reconnue comme une solution idéale de décarbonation, l’hydrogène a pourtant un prix, parfois difficile à appréhender en fonction des usages et des solutions retenues. France Stratégie s’est penchée sur la question des « coûts d’abattement ».
Energie | 27 mai 2022 | Nadia Gorbatko | Actu-Environnement.com
© malp Des coûts d’abattement pour l’hydrogène qui varient selon les sources d’électricité
Couvrir les usages « hard to abate » que l’électricité ne peut atteindre, comme la production d’ammoniac, le raffinage des carburants liquides ou la production de chaleur industrielle : tel est communément l’objectif assigné à l’hydrogène, dans une optique de neutralité carbone.
Mais la frontière n’est pas toujours simple à définir entre les utilisations pertinentes et celles qui ne le sont pas tout à fait, notamment dans le secteur des transports terrestres longue distance.* D’où la démarche entreprise par France Stratégie de calculer les « coûts d’abattement » de ce vecteur énergétique, autrement dit ses coûts en euro par tonne de CO2évitée, en fonction de ses usages et de ses modes de production.
Mieux que l’hydrogène gris
Publié le 19 mai dernier, le rapport de cette institution s’est d’abord attaché à comparer les coûts de l’hydrogène pour deux grands types d’emplois : l’usage « spécifique » pour lequel l’hydrogène « gris », dérivé du méthane fossile et émetteur de CO2, est utilisé en l’absence d’autre alternative, et l’usage « de combustion » dans lequel l’hydrogène vient en substitution directe du méthane fossile.
Conclusion : dans les deux cas, le recours à l’hydrogène décarboné évite les émissions dues au méthane fossile. Mais il est plus pertinent pour une destination « spécifique », puisqu’il évite une première conversion du méthane en hydrogène, donc des coûts financiers et des pertes de rendement de l’ordre de 24 %. « Un kilogramme d’hydrogène produit par toute technologie bas carbone, et dont la production aura ainsi émis moins de 3 kg de CO2, évite 10 kgCO2 quand il est consacré à un usage spécifique, et 7,6 kgCO2 quand il est consacré à un usage de combustion standard », précise le rapport.
Dans un second temps, France Stratégie s’est intéressée aux coûts d’abattement par type d’hydrogène : décarboné ou bas carbone.
Des coûts différents selon la couleur de l’hydrogène
Coût d’abattement et valeur de l’action pour le climat. Le coût d’abattement est le calcul du coût en euros par tonne de CO2-équivalent d’émissions, exprimé en €/tCO2-eq. Plus le coût d’abattement est faible, plus l’action sera économiquement « facile ». Pour sélectionner et hiérarchiser les actions utiles à la collectivité, France Stratégie compare les coûts d’abattement entre eux, mais elle les examine aussi à la mesure des gains de l’action. Cette dernière est donnée par la VAC (valeur de l’action pour le climat), actuellement fixée à 120 €/t CO2-eq. Elle augmentera progressivement pour atteindre 250 €/t CO2-eq en 2030.
Produit de la même manière que l’hydrogène « gris », mais bénéficiant de la capture et du stockage géologique du CO2 (CSC), d’ailleurs encore peu répandu, l’hydrogène « bleu » génère des émissions résiduelles, notamment des fuites de méthane associées à une fraction de CO2 non captée. Sa fabrication doit donc faire l’objet d’une attention particulière, indique le rapport. Cependant, en supposant que la hausse des prix et la guerre en Ukraine ne rendent pas l’accès au gaz trop difficile, cette technologie pourrait s’avérer pertinente à court terme. Encore peu mature, sa déclinaison « turquoise » basée sur la transformation du méthane par pyrolyse plutôt que par reformage est plus difficile à évaluer sur le plan économique. Moins favorable a priori que l’option « bleue », elle présenterait toutefois l’avantage d’une production décentralisée et d’un stockage du carbone plus simple, sous la forme de « noir de carbone ».
L’électrolyse intéressante sous conditions
Viennent ensuite les solutions d’électrolyse transformant l’électricité en gaz : alcaline, déjà ancienne ; par membrane d’échange de protons (PEM), plus récente, ou encore « à haut rendement », encore en phase de prototype industriel. Pour être intéressantes, selon France Stratégie, ces technologies impliquent d’utiliser une électricité décarbonée, d’une part, sans retirer du circuit une électricité utile à un autre usage d’autre part. « Les MWh d’électricité bas carbone sont au moins deux fois plus efficaces pour réduire les émissions de CO2, lorsqu’ils évitent une production d’électricité fossile, que lorsqu’ils servent à produire de l’hydrogène par électrolyse », souligne l’institution. L’électrolyse nécessite par ailleurs la possibilité d’un stockage, dont le prix est mal évalué, mais son plus gros défi consistera à mobiliser une électricité décarbonée peu chère, à moins de 40 € HT/MWh. « Un tel niveau de coût n’est pour l’instant atteint par aucun moyen de production électrique en France, raccordements compris », indique le rapport. Lorsque le système électrique sera largement décarboné et qu’il présentera des excédents significatifs, la mutualisation vers son accès devrait alors changer la donne. Dans la mesure où la France est beaucoup plus avancée dans la décarbonation de son système électrique que la moyenne de l’Europe, « il convient de poser la question du choix entre une vision fondée sur une optimisation technique à l’échelle européenne, qui jouerait des complémentarités entre pays, et une vision plus autarcique pour la France, mais de nature à ralentir la décarbonation de l’ensemble européen », indique aussi le rapport.
Celui-ci réfute en revanche l’idée reçue selon laquelle les électrolyseurs devraient fonctionner à fort facteur de charge, c’est-à-dire presque en continu, afin d’amortir leur investissement initial (CAPEX). « Ce type de raisonnement se fonde en fait sur des électrolyseurs à CAPEX élevés, associés à des projets pilotes de petite taille, produisant de l’hydrogène à des coûts particulièrement élevés, remarque France Stratégie. Il convient de retenir non pas les coûts actuels des projets pionniers, mais le niveau de coût anticipé si la technologie est déployée à grande échelle. »
Une classification inattendue
A raison de 100 €/tCO2 de coût d’abattement, ces analyses incitent donc France Stratégie à classer en tête et à égalité l’hydrogène bleu (reformatage avec CSC) et l’hydrogène vert produit à partir d’électrolyse d’excédents décarbonés mais pour des usages « spécifiques » seulement. Pour ces deux types d’hydrogène, les coûts passent à 250 €/tCO2, en fourchette basse, dans le cadre d’usages « de combustion ». L’utilisation d’une production d’électricité décarbonée dédiée, c’est-à-dire non excédentaire, double la facture (200 €/tCO2) pour un usage « spécifique ». Pour un usage de combustion, elle atteint même 400 €/tCO2. Faute d’éléments suffisamment fiables, l’option turquoise (pyrolyse de gaz naturel) n’a pas fait l’objet de calculs. « Bien qu’elle apparaisse tributaire du très fort développement préalable de la production d’électricité décarbonée », la production massive d’hydrogène par électrolyse, ressort comme la voie la plus souhaitable et potentiellement la moins coûteuse, à terme », précise cependant France Stratégie. Pour cette dernière, au-delà de ces calculs menés pour la France métropolitaine et le moyen terme (2030-2040), il conviendrait par ailleurs d’examiner l’hypothèse d’importations significatives, dans une perspective européenne en particulier. Des analyses qui seront autant d’outils méthodologiques utiles à l’élaboration, à partir de mi-2022, de la troisième Stratégie nationale bas carbone (SNBC).
Nadia Gorbatko, journaliste
Rédactrice spécialisée
Hydrogène : le fret routier sur la bonne voie
Constructeurs, transporteurs, chargeurs et producteurs s’associent pour s’approprier, perfectionner, puis massifier les solutions hydrogène. Un vecteur énergétique particulièrement adapté aux mobilités lourdes.
Transport | 12 mai 2022 | Nadia Gorbatko | Actu-Environnement.com
https://www.actu-environnement.com/ae/news/hydrogene-fret-routier-39607.php4
© GaussinCamion à hydrogène de Gaussin engagé sur le Paris-Dakar.
Bonnes capacités d’autonomie et temps de recharge très courts : ces atouts de l’hydrogène vert pourraient permettre au fret routier de s’engager sans trop de difficultés dans la voie de la décarbonation. C’est en tout cas le pari de grands groupes, comme le gazier Air Liquide ou le constructeur VDL, mais également de nouveaux venus, comme le producteur d’hydrogène Lhyfe ou la start-up Nikola, lancés dès 2020 dans la mise au point de camions et d’infrastructures adaptés à ce vecteur énergétique. Responsables de près de 3 % des émissions françaises de gaz à effet de serre, soit quelque 40 millions de tonnes de CO₂ par an, les transporteurs n’ont peut-être pas d’autre choix.
Dans son paquet « Fit-for-55 », la Commission européenne fixe en effet au secteur des objectifs de réduction de 15 % de ses émissions en 2025 et de 30 % en 2030, par rapport à 2019, avant d’atteindre la neutralité en 2050. Or, en termes de facilités d’usage, la solution hydrogène est celle qui se rapproche le plus du diesel. Bien plus que la mobilité électrique, par exemple, plus pertinente pour des trajets courts, avec des possibilités de temps de recharge plus longs ou des charges utiles plus limitées. En 2030, l’Union européenne vise la mise en circulation de 60 000 camions équipés d’une pile à combustible, alimentés par 1 500 stations.
Camions et stations déjà en phase de test
Hyzon, VDL, Gaussin, Daimler, Hyundai, Toyota ou Man : la majorité des grands constructeurs se sont investis dans la mise au point de ces nouveaux poids lourds pour répondre à cette demande. Man devrait tester ses premiers prototypes en 2024, mais d’autres sont déjà sur les routes, comme le camion Gaussin, engagé sur le Paris-Dakar 2022, le « Xcient Fuel Cell » de Hyundai livré en Suisse ou la trentaine de camions Hyzon partis pour la Chine. Après ces premières préséries, des gammes complètes devraient être proposées dès 2025 et leurs performances améliorées, avant un passage à la fabrication en série entre 2026 et 2028. La jeune société Nikola Motor a pris un peu d’avance puisqu’elle compte louer, dès l’année prochaine, à la société de transport PG, cent de ses camions « Tre », sensés être autonomes sur 800 km.
En parallèle, maillons clés pour le développement du marché de l’hydrogène, plusieurs dizaines de stations de distribution d’hydrogène, publiques ou privées, sont déjà en service en France. De nouvelles sont en construction ou en projet. La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) en prévoit 100, publiques, d’ici à 2023, et entre 400 et 1 000 à l’horizon 2028, réservées ou non aux poids lourds.
Des alliances multifacettes
Sur ce secteur en devenir, difficile cependant de s’engager seul. Très vite, de multiples partenariats et autres consortiums se sont donc naturellement noués : comme Hyundai avec Shell ou Iveco avec Air Liquide pour leur approvisionnement en hydrogène ; l’équipementier Forvia (ex-Faurecia avec Man pour la conception des réservoirs ; ou encore Plastic Omnium avec McPhy pour l’amélioration des process de remplissage aux stations. Afin de disposer de toutes les briques nécessaires, Daimler Truck s’est, pour sa part, assuré la coopération d’une palette très large d’acteurs : Air Liquide, le producteur de gaz Linde pour ses solutions d’avitaillement, Shell pour le déploiement des stations, Volvo pour la fabrication des piles à combustible et même Bosch pour les équipements liés à ces piles.
Ces associations sont parfois très intégrées. Depuis 2019, Hyundai et le fournisseur d’hydrogène H2 Energy déroulent ainsi une offre complète, Hydrogen Mobility Solution, composée de 1 600 poids lourds électriques à piles à combustible, livrables d’ici à 2025, de stations et de production d’hydrogène. Créé fin 2020 afin de développer et de massifier le marché, H2Accelerate rassemble une dizaine de producteurs d’hydrogène, d’exploitants d’infrastructures et de constructeurs de véhicules : Shell, Linde, TotalEnergies, Iveco, Daimler Truck, OMV et Volvo Group.
Des stratégies au plus près des besoins
Carburer à l’hydrogène sans changer de moteur ? La technologie n’est pas encore disponible sur le marché, mais l’hydrogène peut également s’utiliser comme carburant, sous forme gazeuse, dans un moteur thermique. Non émettrice de CO₂, cette alternative est étudiée par des constructeurs comme Iveco ou Volvo Trucks-Renault Trucks. Lorsqu’elle sera maîtrisée, les équipements seront alors très rapidement disponibles en série, puisque similaires aux modèles thermiques, et à des prix attractifs. Les moteurs
à combustion pourraient se révéler plus stables, plus tolérants aux contaminants et plus durables que les piles à combustible. En revanche, au-delà du rejet de vapeur d’eau, ils émettent des particules PM10 et de l’oxyde d’azote. Leur efficacité énergétique est bien moins bonne que la solution électrique à hydrogène.
En tant qu’utilisateurs des véhicules, les transporteurs-logisticiens et les chargeurs ont aussi un rôle clé à jouer dans l’adaptation de la technologie hydrogène à leurs propres besoins. Lancé dès 2017 et présenté le 24 mars dernier, le camion démonstrateur Cathyope est ainsi le fruit d’une alliance entre le développeur de systèmes propulseurs GreenGT, les Transports Chabas et Carrefour. Les transporteurs doivent aussi pouvoir s’appuyer sur un écosystème de stations d’avitaillement et d’ateliers de maintenance, bien aligné avec leurs caractéristiques opérationnelles. Une autre approche consiste donc à faire travailler ensemble tous les acteurs de la chaîne de valeur autour de bassins régionaux, avec l’aide des acteurs publics et d’opérateurs comme la Banque des territoires Objectif : identifier les flux pertinents, les spécificités des tournées, les besoins en maintenance des véhicules et le dimensionnement nécessaire des infrastructures de distribution, tester les solutions mises en place, puis séduire les futurs clients…
Porté par le pôle de compétitivité Capenergies et Air Liquide, dans la zone dense d’Aix-Marseille et les ports, le projet Hyammed, par exemple, associe le constructeur Iveco, des transporteurs (Jacky Perrenot, ID Logistic ou Blondel et Malherbe), des chargeurs (Carrefour, Coca-Cola ou Monoprix), le producteur d’hydrogène par électrolyse Kem One, à Fos-sur-Mer, et Air Liquide pour son transport et sa distribution. Le programme, qui atteint près de 15 M€, est financé par l’Europe, la France et la Région Paca. Cette dernière subventionne notamment une huitaine de camions et la station à hydrogène haute pression (700 bars). Celle-ci délivrera une tonne d’hydrogène par jour à raison d’une vingtaine de recharges. Elle est également conçue pour le ravitaillement de bus et autres véhicules utilitaires à l’horizon 2023.
Des projets à l’échelle européenne
D’autres initiatives se conçoivent au contraire à l’échelle européenne. Soutenu par la Région Occitanie et consacré au transport de marchandises comme de passagers (camions, groupes frigorifiques, autocars), le projet Corridor H2, par exemple, se déploiera de la Méditerranée à la mer du Nord, sur le réseau transeuropéen RTE-T. La démarche consiste à équiper d’abord les corridors régionaux en stations à hydrogène, par étapes, via un approvisionnement sécurisé à l’échelle locale, avant de généraliser cette démarche. Premier concerné, le corridor occitan devrait accueillir, d’ici à fin 2023, deux unités de production (de 5 à 20 MW) et huit stations de distribution d’une capacité de 600 à 1 200 kilos par jour. Ces équipements seront situés à moins de dix kilomètres des axes principaux ou secondaires du réseau, le long de l’autoroute A9, de l’A61 et de l’A68. La flotte sera constituée de 40 camions à propulsion, 22 unités réfrigérées, 40 remorques frigorifiques et 15 autocars en rétrofit. Prêtés par la Banque européenne d’investissement (BEI), la Région Occitanie consacre 40 M€ à cet investissement, sur un budget total estimé à près de 110 M€. La Commission européenne y participe à hauteur de 14,50 M€. Après toutes ces phases d’expérimentation, la filière devrait s’engager dès 2025 dans des projets à plus grande échelle, de commercialisation et de massification des commandes, pour devenir pleinement opérationnelle en 2030.
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