Depuis quelques temps on entend parler de l’hydrogène (dans sa version « verte » ou décarbonée) à toutes les sauces. L’Europe, et en particulier la France – à travers le plan de relance « France 2030 » - s’y engagent de manière très volontariste.
Pourquoi un tel engouement ? au-delà des promesses offertes par cette technologie (qu’on aborde en détail dans la suite de l’article), on peut penser que le gouvernement souhaite ne pas rater un virage technologique de plus (après le photovoltaïque, l’éolien et les batteries…), et veut en profiter pour réindustrialiser avec des technologies à forte valeur ajoutée/ d'avenir en se structurant via un écosystème H2 dynamique en France : start-ups, industriels et énergéticiens de premier plan. Relocaliser des industries sur notre sol est sans doute louable, afin de juguler la fuite vers des pays à bas coûts avec les impacts environnementaux/ sociaux qu'on connait… néanmoins il s’agit de savoir ce qu’il est souhaitable ou non de produire, dans un monde limité en énergies, matériaux, et moyens financiers (notamment les subventions accordées par l’état), et où la poursuite d’une « croissance verte » est un leurre qui ne fait rendre plus radicales les décisions à prendre par la suite…
Alors, l’hydrogène ? Solution miracle pour décarboner quasiment toutes nos activités ou greenwashing techno-solutionniste… qu’en est-il réellement de cette filière ?
Tout d’abord l’hydrogène employé doit avant tout être produit de manière décarbonée (voire renouvelable), mais cela sera l’objet d’un second article.
Je vous propose dans un premier temps d’analyser les usages envisagés, et de les classer par niveau de pertinence. Je me base pour cela sur plusieurs publications/ rapports (dont notamment un rapport de l’Iddri sorti en janvier 2022 fournissant sur le sujet une bonne vision à jour et très sourcée), ainsi que notre connaissance de la filière H2 (énergéticiens, équipementiers, usagers, institutionnels…), et du retour d’expérience de plusieurs études/ projets menés sur ces sujets.
1) L’H2, quels usages prioriser et pourquoi?
Cette priorisation des usages est primordiale, afin de flécher correctement les investissements, éviter les « coûts échoués », éviter de détourner pour des usages non pertinents des ressources en électricité décarbonée limitées et avec une concurrence d’usage croissante… et donner une vision de la demande totale en H2, permettant de dimensionner/ planifier correctement les infrastructures nécessaires.
Bien entendu cette vision reste une vision « à date », qui sera à mettre à jour sur la base notamment des évolutions technologiques de chaque filière, et des retours d’expérience de projets en cours.
L’hydrogène n’est pas en soi une énergie comme on peut le lire parfois. Il est utilisé en tant que réactif chimique ou pour ses propriétés physiques (notamment dans les usages existants), et en tant que vecteur énergétique. C’est ce dernier usage qui présente les perspectives dont on entend le plus parler, notamment du fait de la capacité de stocker/ transporter de l’énergie, l’amélioration de l'indépendance énergétique (par rapport à des combustibles fossiles), et l’absence d’émissions de GES lors de son usage (voire de polluants locaux avec l’usage de pile à combustible) – qui en font un candidat pour les usages mobilité, et l’équilibrage du réseau électrique.
Cependant l'hydrogène décarboné n’est pas, sur de nombreux plans, la solution miracle :
- Faible rendement énergétique / forte demande en électricité renouvelable & concurrence d’usage,
- Capacité de stockage de CO2 limitée - en cas de solution par captage type CCS
- Complexité de son transport/ réseau quasi inexistant
- Maturité encore faible et coût très élevé de nombreux usages,
- Complexité/ coûts des infrastructures de production/ distribution, etc.
D’où la nécessité de définir quels sont les usages à privilégier.
Pour cela de nombreuses études classifient ces usages en fonction notamment :
- De leur degré de maturité,
- Du niveau de certitude d’apparition du H2 pour ces usages, dépendant notamment des autres alternatives envisagées : usage électrique direct, batterie, biométhane, méthane de synthèse, biomasse solide, etc.
Exemple de classification des usages de l’H2 pour la France – rapport IDDRI
On distinguera ici (comme le fait l’Iddri) 3 niveaux de pertinence d’usage de l’H2.
2) Les usages « incontournables»
Il s’agit en premier lieu des industries qui utilisent déjà l’hydrogène comme réactif chimique, pour lesquelles aucune alternative n’existe, et dont la production (par vaporéformage de méthane) représente 2,2% des émissions de GES en France :
· fabrication d’ammoniac – utilisé à 90% pour la production de fertilisants
· raffinerie – pour la production d’essence/ diesel notamment – y compris de biocarburants
· méthanol – utilisé en solvant pour la fabrication de nombreux produits chimiques
Et dans des proportions moindres d’autres industries : chimie fine, semi-conducteurs, agroalimentaire, pharmaceutique, traitement des métaux…
Les consommations d’H2 en France, source RTE
L’aciérie, pour laquelle l’hydrogène apparait comme l’alternative la plus probable à l’emploi de coke dans les hauts fourneaux (via les procédés de type « réduction directe » DRI).
La mobilité très lourde/ longue distance :
Dans les secteurs du maritime et de l’aérien aucune alternative à l’usage d’hydrogène n’apparait pour le moment crédible : le stockage batterie s’avère inopérant et les ressources en biomasse pour la production de biocarburant liquide ou BioGNL mobilisables de manière soutenable (en évitant déforestation, concurrence avec agricultures vivrières…) trop limitées, et soumises à de fortes concurrences d’usage.
Dans ces secteurs l’hydrogène est utilisé comme « vecteur énergétique », mais ne sera sans doute pas utilisé pur, mais sous forme transformée (e-fuels/ e-kerosène pour l’aérien, méthanol/ ammoniac voire hydrogène liquide pour le maritime). Ce sont des conclusions partagées notamment par l’ONG T&E dans ses nombreuses études sur le sujet.
En revanche étant donnés les surcoûts conséquents, et les ressources électriques à mobiliser pour la production d’hydrogène, on comprend que la soutenabilité de ces secteurs ne pourra se faire sans une réduction drastique de la demande (relocalisation, régulation, sobriété,…).
Par ailleurs sur les navires, des efforts sur la conception/ la consommation (hydrodynamisme, réduction de la taille, système de foil/ voile ?, etc.) seront également primordiaux, tant ces préoccupations ont été faibles jusqu’à présent, dans un monde où le fioul était peu chère, et non taxé…
Ces nouveaux carburants sont aussi envisagés pour des usages lourds de type plaisance (yachts, bateaux de croisière géants), mais ce type d’activité apparaissant par nature non soutenable, cela interroge sur leur légitimité à perdurer plutôt que sur la manière d’aborder leur « transition »…
Les trains hydrogène (notamment Alstom Regiolis) font également leur apparition, pour des lignes non électrifiées (fonctionnant au gasoil), et pour lesquelles l’autonomie des stockages batterie serait trop limitée.
3) Les usages incertains ou sous condition
Le transport routier de marchandises
Dans ce secteur l’électrique batterie apparait comme une vraie alternative, avec un bien meilleur rendement énergétique (+ de 70% vs – de 25% pour l’H2) – mais les solutions restent pour le moment limitées en tonnage/ distance pour le moment.
Des solutions d’autoroute électrique (« ERS » voir notre analyse sur le sujet) sont prometteuses pour utiliser des batteries de plus faible capacité, mais demandent des investissements très importants et une très forte coordination européenne.
Solution ERS avec caténaire
Les alternatives basées sur la biomasse (BioGNV, biocarburant, et dans une moindre BioGNL – aucune filière française pour le moment) sont pour le moment les seules alternatives matures, sans surcoût significatif (hors contexte prix du gaz actuel), mais présentant des limites en termes de biomasse mobilisable (ou huiles usagées pour les biodiesels type HVO), et d’émission de polluants locaux résiduelles (PM, Nox…).
Les véhicules hydrogène à pile à combustible – PAC (voire à moteur à combustion, moins coûteux mais au rendement plus faible que les PAC) présentent l’avantage de n’émettre aucun polluant local (pour l’usage moteur), d’une autonomie importante, d’un impact matière sans doute moindre que l’électrique batterie, et de temps de charge courts.
Néanmoins les aspects suivants peuvent laisser penser que cet usage restera limité :
Des véhicules très coûteux (X4 à 6 vs véhicule diesel) encore au stade de premiers de série voire prototypes
Le rendement bien plus faible « du puits à la roue » du H2 par rapport à l’électrique, ayant pour conséquences :
- Des besoins énergétiques plus importants – avec une concurrence d’usage déjà très forte pour la production d’électricité décarbonée, jouant donc sur une hausse des prix de cette même électricité
- Un bilan carbone désavantageux vis-à-vis de l’électrique batterie (ou du BioGNV), en France – et à plus forte raison dans des pays d’Europe ayant un mix électrique plus carboné
- Un coût d’exploitation plus élevé que des véhicules électrique batterie
Complexité/ coût (et risques industriels) de la mise en œuvre d’un maillage suffisant de stations de distribution – qui devront être livrées par camion depuis des sites de production centralisés ou produire leur hydrogène sur place - aucun réseau de gaz H2 n’existant, contrairement au réseau de gaz naturel ou électrique. Avec le risque de « coûts échoués » - comme le précise le rapport Iddri. Et des réseaux de bornes de charge électrique qui eux se développent déjà, et pourraient en partie être mutualisés entre véhicule légers et lourds.
Des solutions électrique batterie qui vont continuer à progresser en termes d’autonomie, puissance de charge, poids… faisant évoluer les seuils d’usage de l’électrique pour le transport de marchandise – en termes de kilométrage et tonnage.
L’hydrogène à destination du transport de marchandise pourrait donc se développer pour un segment très restreint du transport très longue distance (ou à proximité de hubs de production d’H2), mais il entrera en concurrence avec le fret ferroviaire (qui on l’espère va se redévelopper ), les autoroutes électriques s’ils se développent, voire le Bio-GNL. Etant donnée la faible taille de ce segment, on peut douter de la pertinence d’investir dans de coûteux développements pour les constructeurs de véhicules, et dans un réseau de stations.
-> Comme dans d’autres nombreux cas, offrir une alternative aux carburants fossiles n’est pas simple et présente des impacts autres que les seuls gaz à effet de serre (demande en électricité, en matériaux pour les véhicules et infrastructures, impacts géopolitiques, sociaux/ environnementaux dans les pays du Sud…).
Une transition à iso usage n’est donc pas soutenable, et des actions de transfert modal (fret) mais surtout de sobriété / relocalisation sont indispensables.
Les autres usages poids-lourds « routiers » :
Le segment des bus est celui où la filière des poids lourds H2 est la plus mature et dynamique (offres constructeurs qui s’étoffent, plusieurs réseaux en France s’étant déjà doté de bus H2 et nombreuses annonces de nouveaux projets).
Ces projets (de même que d’autres visant les bennes à ordure ménagères) sont quasi intégralement portés par les collectivités, et bénéficient notamment de subventions via l’appel à projet (AaP) Ademe «écosystèmes territoriaux hydrogène». L’autonomie supérieure des bus hydrogène à leurs équivalents électrique batterie est alors avancée pour justifier le non recourt à l’électrique batterie (la comparaison au BioGNV n’étant pas exigée dans le cadre de cet AaP).
Vue 3D dépôt bus Fébus (Pau), installations H2 pour la charge de 8 bus
Néanmoins plusieurs points déjà soulevés précédemment pour le transport de marchandise peuvent faire douter de la pertinence de tels choix : maturité (cf déboires de Pau, précurseur dans le domaine), coûts d’investissements et d’exploitation (dans un contexte de très fort renchérissement du prix de l’électricité).
Ces doutes sont renforcés par des aspects propres à l’usage des bus :
Les constructeurs proposent des offres de bus électrique batterie de plus en plus performantes en termes d’autonomie, gamme de véhicules ;
Le caractère captif des bus, et la possibilité de connaitre parfaitement les modalités d’exploitation (trajet, horaires, km…) permet aisément la charge électrique : en dépôt la nuit, ou en journée en bout de ligne voire à certains arrêts, permettant de réduire drastiquement la taille des batteries
Le coût de la tonne de CO2 évitée, face à d’autres actions possibles : autres motorisations alternatives, augmentation de l’offre de transport en commun, voire gratuité des transports.
-> Même si on comprend que les aides sont censées « amorcer la pompe », pour faire baisser les coûts de production des équipements, ces choix seront-ils réellement pertinents à terme ? d’autant que le faible rendement énergétique ne devrait lui pas évoluer significativement à la baisse (contrairement aux coûts des équipements) – rendant les OPEX énergétiques difficiles à concurrencer avec ceux de l’électrique batterie…
-> Le fort engouement des collectivités apparent trop souvent motivé avant tout par les subventions mobilisables (ou la volonté de « développement économique »/ d’attractivité), et malheureusement par une forme de compétitivité entre territoires, dont les bénéfices pour l’intérêt général sont plus que discutables… (quand il ne s’agit pas de guerres d’égo entre élus…). Heureusement certain.e.s élu.e.s ont le courage de rétropédaler sur des projets engagés en H2, mais finalement jugés non opportuns (cf l’exemple Montpellierain)
Les engins non routiers :
L’hydrogène est également envisagé pour les engins non routiers : engins de BTP, logistique (chariots élévateurs, tracteurs de parc, reach-taker…), dameuses, … l’électrique batterie étant encore à ce jour trop limité en termes d’autonomie/ puissance pour les plus lourds d’entre eux.
La pertinence de tels déploiement dépendra notamment de la faisabilité d’alimenter les véhicules : facilitée par exemple au sein des ports/ aéroports (emprises fixes, mutualisation avec autres besoins locaux industriels ou de mobilité), plus complexe pour des engins de BTP (chantiers mobiles) ou des dameuses (coûts très importants des stations d’avitaillement vs caractère durable des stations de ski ?)…
La chaleur haute température dans l’industrie
La consommation de chaleur représente les 2/3 des émissions de GES de l’industrie (cf Ministère Transition éco.). Les alternatives consistent à remplacer les combustibles fossiles par l’usage de fours à combustion d’H2 ou biomasse (biométhane, bois), dispositifs électriques (four à arc/ PAC) - ou encore la capture de CO2 (procédés type CCS). Comme l’indique l’Iddri, les ressources en biomasse mobilisables étant limitées et de fortes incertitudes pesant sur les process de CCS (maturité/ coût, capacité et durabilité du stockage etc.), les solutions privilégiées devraient être l’électrique pour des températures de chauffe inférieure à 1000°C (meilleur rendement), et un panache des 2 solutions au-delà.
L’équilibrage du réseau électrique
Les scénarios RTE de 2021 sont venus confirmer le rôle crucial d’outils permettant d’assurer l’équilibrage du réseau, en particulier en cas de très forte proportion d’EnR non pilotable.
L’hydrogène intervient alors à deux niveaux :
Le stockage des surplus de production de renouvelable par électrolyse/ stockage (en complémentarité avec d’autres solutions telles que les stations de pompage STEP) – avec l’enjeu des infrastructures de transport d’H2 aujourd’hui inexistantes, et de son stockage (envisagé notamment en cavités salines) ; Le stockage / transport de l'hydrogène produit pourrait aussi s'envisager sous forme de méthane de synthèse après méthanation (cf point suivant sur la décarbonation des réseaux de gaz).
Le maintien de centrales thermiques pilotables, par combustion d’H2, en complémentarité avec l’usage de biométhane et biomasse – avec d’importantes capacités installées mais des facteurs de charge faibles (estimés à moins de 10% en 2050)
D’après RTE les besoins seront limités d’ici 2035, et resteront mesurés même dans un scénario fortement renouvelable en 2050 : 2% de la production d’électricité (vs 6% pour la part du méthane fossile dans la production électrique actuelle, cf Iddri).
Besoin en H2 pour l’équilibrage réseau selon les scénarios RTE 2050 (2021)
La décarbonation du réseau de gaz existant
La production d’H2 par électrolyse, puis son couplage à des sources de CO2 pour produire du méthane de synthèse par procédé de méthanation est une des solutions envisagées, en complément de la méthanisation et la gazeification pour décarboner les usages résiduels de gaz naturel. Cette solution de « Power-to-gas + méthanation » constitue de 15 à 20% du gaz « renouvelable » dans les réseaux à horizon 2050, selon les différents scénarios Ademe, GRTGaz.
Les technologies employées (méthanation catalytique ou biologique) doivent encore gagner en maturité mais ce sont surtout les coûts de production de ce méthane de synthèse (surtout en cas d’installations à faible facteur de charge, dans le cas d’utilisation de surplus d’EnR), et la problématique des ressources à mobiliser en CO2 qui questionnent sur la pertinence de son déploiement à grande échelle.
L’injection directe d’H2 dans les réseaux existants de méthane, bien qu’ayant fait l’objet de démonstrateurs apparait limitée : maximum de 6% en volume/ 2% en énergie sauf à d’importantes adaptations et un impact très faible en termes de décarbonation.
Les groupes électrogènes « mobiles »
Des solutions de groupes électrogènes H2 (PAC + stockage) de différentes puissances se développent en alternative aux groupes gasoil, permettant - en plus des avantages environnementaux - une diminution drastique des nuisances sonores.
On peut distinguer les groupes fixes (traités dans la section suivante) et les groupes destinés à des usages « mobiles », tels que les chantiers (base vie, petits équipements…), le raccordement de navires à quai ou l’évènementiel, pour lesquels ces solutions pourraient avoir du sens malgré d’importants coûts à l’achat pour le moment (privilégiant le passage par des loueurs). Ces solutions seront sans doute à utiliser en priorité dans des zones avec fortes contraintes types ZFE, lorsque qu’aucune solution de raccordement électrique direct (type raccordement de chantier) n’est possible.
La logistique d’approvisionnement en H2 pour de petites quantités restera cependant (au moins au début) un vrai frein selon les localisations…
4) Les usages peu probables ou soumis à de fortes conditions
La chaleur basse température
Aussi bien dans pour les usages industriels que résidentiels, l’H2 n’est pas compétitif face à des solutions de pompe à chaleur. Pour le résidentiel cela se double de surcoûts conséquents si on veut adapter l’infrastructure de transport/ distribution (réseau gaz) et l’ensemble des équipements de combustion. Même si des PACs hybrides (H2 + élec) sont évoquées pour diminuer les pics de demande électrique (via un stockage H2) du chauffage résidentiel, l’investissement dans la rénovation thermique apparait comme bien plus pertinente pour résoudre durablement ces problèmes de pic.
Véhicules de plus petit gabarit
Malgré les quelques modèles existants, abandonnés (tel que le kangoo à prolongateur d’autonomie H2) et annoncés, le consensus est plutôt clair : sur ces segments de mobilité la solution sera l’électrique batterie, et ce pour de nombreuses raisons (coût global plus faible, meilleur rendement, déploiement d’infrastructure bien moins complexe, progrès encore attendus sur les batteries etc.) – y compris pour les utilitaires ou petits poids lourds pour du transport régional, ces flottes étant « captives », leur recharge sur site de rattachement la nuit étant particulièrement adaptée.
Bien entendu le véhicule électrique batterie n’est pas la panacée, et présente d’autres inconvénients (en particulier sur les ressources à mobiliser en matériaux complexes à extraire, et impacts sociaux/ environnementaux associés)… mais c’est surtout l’usage de la voiture individuelle qu’il faut reconsidérer : report modal (TC, modes actifs…), diminution taille/ poids des véhicules, véhicules intermédiaires, repenser l’urbanisme/ l’organisation du territoire… Aurélien Bigo le dit très bien par exemple dans cet article.
Groupes électrogènes « fixes »
Il s’agit principalement des groupes de type secours, pour lesquels étant donné le peu d’heures de fonctionnement par an, le ratio surcoût/ bénéfice environnemental risque de rendre peu pertinent ce type de solution, sauf pour des acteurs souhaitant travailler sur leur image "verte"… comme les datacenters (principaux projets annoncés pour ce type d’usage).