par Benjamin Mallet
(Avec la contribution de Gilles Guillaume, édité par Jean-Michel Bélot)
23/10/2017
PARIS (Reuters) - Transformer les excédents d'électricité renouvelable en gaz afin de les stocker en grandes quantités et de "verdir" des secteurs fortement émetteurs de CO2 : telle est la réponse des spécialistes français de l'hydrogène face aux défis de la transition énergétique.
Appelé "power to gas", le procédé repose sur la technique de l'électrolyse, qui consiste à décomposer chimiquement l'eau grâce à un courant électrique pour produire de l'oxygène et de l'hydrogène.
L'hydrogène "renouvelable" ainsi produit pourrait résoudre les difficultés liées à l'intermittence de l'éolien et du solaire en les rendant stockables à long terme - par exemple en été pour une consommation hivernale -, réduisant dans le même temps les risques de tensions sur les réseaux électriques.
"A partir de 50% d'énergies renouvelables dans le mix de production d'électricité d'un pays, il y a un vrai problème d'excédents temporaires de production qui implique de trouver des débouchés et qui donne toute sa pertinence au 'power to gas'", estime Sandra Roche, directrice "New gas" d'Engie, pour qui ce seuil de 50% sera atteint en France "à l'horizon de 2030".
EDF juge pour sa part que, en l'état actuel des technologies, "dépasser une valeur de 40% en moyenne d'éolien et de solaire dans le mix de production d'électricité à l'horizon 2030 (...) paraît un peu risqué en termes de robustesse du réseau, sauf à développer des moyens de stockage intersaisonnier en très grandes quantités", indique le responsable de la R&D du groupe, Bernard Salha.
"La seule technologie qui permettrait de faire du stockage intersaisonnier à grande échelle, c'est l'hydrogène", ajoute-t-il. "Mais ça nécessite le développement d'une nouvelle filière industrielle, qui implique de raisonner en dizaines ou centaines de milliers de tonnes (de production), voire en millions, et donc un horizon de temps long." La France s'est fixé comme objectif d'atteindre 40% de sa production d'électricité d'origine renouvelable en 2030 (contre 19,6% en 2016) tout en réduisant de 75% à 50% la part du nucléaire à horizon 2025, ce qui suppose une forte accélération de l'éolien et du solaire (5,5% de la production électrique l'an dernier).
Des voitures qui ne rejettent que de l'eau
La mobilité électrique constitue l'un des débouchés les plus en vue d'un hydrogène qui serait massivement produit à partir des renouvelables, la pile à combustible apparaissant comme une alternative crédible aux batteries grâce à une autonomie nettement supérieure.
A terme, il est donc possible d'imaginer des parcs éoliens ou solaires qui, lorsque leur production ne sera pas consommée sur les réseaux électriques, alimenteront des stations de ravitaillement de véhicules roulant à l'hydrogène, ces derniers ayant l'avantage de ne rejeter que de l'eau.
"Derrière une immense vague de déploiement des batteries, qui est logique car plus facile dans un premier temps, se prépare la diffusion des piles à combustible dans une deuxième étape", estime Pierre-Etienne Franc, responsable des activités "énergie hydrogène" d'Air Liquide.
Le groupe, qui réalise un peu plus de deux milliards d'euros de chiffre d'affaires dans l'hydrogène "classique" auprès de clients présents dans le raffinage, la pétrochimie, la métallurgie, l'électronique et le spatial, aura d'ores et déjà conçu et construit 100 stations de recharge d'hydrogène dans le monde d'ici à fin 2017, dont une ravitaille une flotte de taxis parisiens.
Côté constructeurs, Honda propose déjà une version hydrogène de sa berline Clarity, tandis que Hyundai revendique le lancement en 2013 du premier véhicule grand public, l'ix35, doté de ce type de motorisation. Toyota travaille lui aussi sur la pile à combustible depuis plusieurs années tandis que General Motors a présenté récemment une plateforme dédiée, Surus, qui doit lui permettre de développer d'ici cinq ans une offre pour les particuliers.
Un enjeu aussi pour les raffineurs
En France, les grands équipementiers sont de la partie - Michelin a investi en 2014 dans la start-up Symbo FCell et Faurecia a signé cette année un partenariat avec le CEA.
En revanche, les constructeurs hexagonaux donnent dans l'immédiat la priorité à l'électrique à batterie et à l'hybridation : PSA se contente d'une "veille technologique active" sur la pile à combustible, tout comme Renault.
Malgré quelques fourgonnettes Kangoo à hydrogène, le groupe au losange laisse son partenaire japonais Nissan travailler plus directement sur cette technologie, dont le principal avantage est un temps de recharge comparable aux quelques minutes nécessaires pour un plein d'essence.
L'hydrogène perdra toutefois une partie de son attrait pour l'automobile si le temps de charge des batteries classiques diminue fortement et, surtout, si leur autonomie s'allonge et atteint rapidement 600 kilomètres, au lieu des 400 proposés actuellement sur les citadines dans le meilleur des cas.
Près de 95% de l'hydrogène aujourd'hui produit et consommé provenant du gaz naturel et d'un procédé – le vaporeformage - très émetteur de CO2, le "verdissement" de sa fabrication grâce aux renouvelables constitue aussi un enjeu majeur pour les industries qui en consomment beaucoup, à l'instar de la chimie et du raffinage pétrolier.
"Les raffineurs commencent à s'intéresser très fortement au sujet de l'hydrogène vert car il peut leur permettre de contribuer en amont au quota de biocarburants qu'ils doivent respecter en aval", indique Pierre-Etienne Franc.
"Accélérer la baisse des coûts"
A Dunkerque (Nord), Engie teste aussi à travers son projet "Grhyd" l'injection directe d'hydrogène dans les réseaux de gaz naturel pour des usages aussi variés que le chauffage, l'eau chaude et les transports.
Reste que l'hydrogène "vert" est encore nettement plus cher que celui issu du vaporeformage - de l'ordre de deux à cinq fois selon les quantités - et qu'il ne deviendra véritablement compétitif qu'une fois produit à grande échelle.
"Pour que l'hydrogène participe à la transition énergétique, il faut un développement massif de tout le système afin d'entraîner une baisse des coûts des technologies, dont l'électrolyse, qui pourrait atteindre un facteur de deux à trois d'ici à 2030", estime Sandra Roche, soulignant de nouvelles technologies plus performantes sont aussi en développement.
Pour Pierre-Etienne Franc, il serait possible d'installer de grosses centrales de production d'hydrogène à base d'électrolyse "dès 2020-2021" dans des pays qui mettraient en place des tarifs de rachat.
"L'enjeu des cinq ans à venir, c'est de passer à des projets de grande taille, car c'est le seul moyen d'accélérer la baisse des coûts."
Dans une étude publiée en 2016, le cabinet de conseil Sia Partners estimait que le déploiement des nouvelles applications de "l'hydrogène-énergie" générerait en Europe en 2030 une demande annuelle additionnelle de 1,8 million de tonnes d'hydrogène, soit le double de la consommation annuelle de la France en 2015.
A l'échelle de la planète, la production d'hydrogène liée aux applications non traditionnelles (hors pétrole et chimie) pourrait être multipliée par 20 au même horizon.
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