Commentaire : (...) " L’hydrogène produit par électrolyse au pied des parcs éoliens et solaires s’imposerait alors comme le vecteur-énergie dominant de la décarbonation globale."
Sauf que l'électricité produite par l'éolien et le solaire n'a de vert que le nom. En réalité, c'est un désastre environnemental et sanitaire tout au long de son activité, jusqu'à son recyclage.
[...] Mais ses coûts de production de l’hydrogène sont aujourd’hui rédhibitoires.
"Pour être franc, personne ne sait réellement où se situe la réalité mais une chose est sûre, l’hydrogène « vert », même trois fois moins cher à produire, sera toujours beaucoup plus cher pour l’automobiliste que l’électricité stockée dans une batterie."
"Il faudra construire des stations très techniques, estimées à 2 millions d’euros, dix fois le coût d’une station à essence traditionnelle."
[...] Trois grands types d’événements sont à redouter, selon l’analyse préliminaire des risques conduite sur les trois exemples d’installation type "
La réputation de l'hydrogène pâtit de l'explosion de la navette Challenger en 1986 mais il est toujours utilisé dans l'aérospatial. (©NASA/Bill Ingalls)
En conclusion, l' hydrogène :
- n'est pas écologique,
- le développement de la filière a un coût faramineux, obligeant d'avoir recours au subventions de l'Union Européenne, de l' Etat et de la région,
- il comporte des risques potentiels de fuite, d'inflammabilité, ou d'explosion,
- dans le domaine automobile, il a une forte concurrence avec la voiture électrique.
Une station service pour voiture à hydrogène a explosé : le pari de Hyundai et Toyota en danger ?
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Production de l'hydrogène
Au Danemark, le site pilote « HyBalance » d’Air Liquide à Hobro produit de l’hydrogène « décarboné » à partir de la technologie d’électrolyse. (©Air Liquide)
Le dihydrogène possède une très grande densité massique d'énergie (1 kg d’hydrogène contient autant d’énergie qu’environ 3 kg de pétrole) mais une très faible densité volumique.
Le vaporeformage à partir de combustibles fossiles est le procédé de production d'hydrogène le plus répandu (96%) car de loin le plus économique.
Trois principales voies de remplacement de ce procédé de production sont activement explorées : l’électrolyse, la biomasse et la thermochimie.
[...] L’hydrogène ne constitue donc pas sur Terre une énergie primaire directement disponible comme le charbon ou le pétrole. Sous forme H2, c’est seulement un vecteur d’énergie qui doit être produit en l’extrayant de ses composés (eau, méthane, etc.) et qui peut alors réagir puissamment avec les oxydants, en particulier l’oxygène, en dégageant beaucoup d’énergie.
Comme vecteur d’énergie, le dihydrogène possède trois aptitudes exceptionnelles :
- la plus grande densité massique d'énergie, 1 kg d’hydrogène contient autant d’énergie qu’environ 3 kg de pétrole ;
- une combustion très énergétique dans l’oxygène avec production d’eau pure ;
- une dualité profonde avec l’électricité, avec une capacité de transformation réciproque directe par électrolyse ou pile à combustible.
Mais le vecteur d’énergie H2 présente aussi des inconvénients, également majeurs, liés à sa faible densité volumique d'énergie. Pour le stocker, le transporter et le distribuer, il faut soit le liquéfier à pression atmosphérique mais à une température extrêmement basse (- 253 °C), soit le comprimer à très haute pression (700 bars), tout en maîtrisant ses risques de fuite, de corrosion et d’explosion. Pour pouvoir substituer une économie « hydrogène » à celle de l’« oil and gas » régnante, il faudrait d’abord savoir produire industriellement le nouveau vecteur énergétique « H2 décarboné », en quantités supérieures de près de deux ordres de grandeur à l’existant, sans émission de gaz à effet de serre à un coût raisonnable.
L’électrolyse pour produire massivement l’hydrogène décarboné ?
-L’électrolyse alcaline
Déjà décrite précédemment, l’électrolyse alcaline fonctionne à température moyenne (80°C à 160 °C) et à pression modérée (3 à 30 bars) avec la potasse comme électrolyte liquide. Son bon rendement (60% à 70%) est associé à une forte inertie qui la rend mal adaptée aux fluctuations rapides des sources électriques intermittentes. Des améliorations de la réactivité de ces électrolyseurs par augmentation de pression ont été récemment obtenues.
Actuellement, à partir de technologies bipolaires matures, l’effort se porte vers des architectures modulaires lourdes qui pourraient atteindre 100 MW (25 x 4 MW) pouvant produire plus de 40 tonnes par jour d’H2 (et 8 fois plus d’oxygène). Ces électrolyseurs sont destinés aux transports (stations pour poids lourds et grandes flottes) et à l’industrie pour rivaliser avec le vaporeformage, mais pour combler l’écart en coût (facteur 3), des effets de série considérables seront nécessaires, assortis de ruptures technologiques significatives.
-L’électrolyse P.E.M. (Proton Exchange Membrane)
Ces électrolyseurs utilisent un électrolyte solide fait de membranes polymères conductrices de protons H+. Les P.E.M. sont dans l’ensemble supérieurs aux alcalins, en particulier en rendement (+ 5%), leur handicap étant un prix nettement plus élevé à cause du coût de la membrane et des catalyseurs (métaux nobles).
Leur réactivité élevée en fait une solution adaptée à des sources intermittentes. Enfin, c’est une technologie déjà éprouvée, l’oxygène des sous-marins et des stations spatiales étant produite par électrolyse P.E.M. Un des atouts majeurs, bien qu’indirect, de la technologie P.E.M. est de bénéficier des efforts de R&D sur les piles à combustible qui sont aussi des technologies P.E.M. Des prototypes de systèmes P.E.M./PAC réversibles sont déjà en cours d’expérimentation en laboratoires.
[...]
-L’électrolyse à haute température (HTE)
La température de l’électrolyse conditionne directement la quantité d’électricité complémentaire à apporter pour dissocier la molécule d’eau. Dès les années 2000, l’amélioration du rendement des électrolyseurs à électrolytes solides (PEM ou SOEC pour Solid Oxyde Electrolysis Cell) par augmentation de leur température a fait l’objet d’un important effort de recherche.
En 2014, le CEA-Liten a annoncé avoir atteint un rendement de 90% (3,5 kWh/Nm3 H2) à partir de vapeur d’eau injectée à 150°C et produisant de l’hydrogène à 700°C. En 2018, l’électrolyse HT était ainsi mise au premier plan comme une « brique de base » de l’initiative gouvernementale « Plan Hydrogène » avec le soutien du CEA/Liten.
L’électrolyse à haute température est présentée comme le maillon-clé d’une production d’hydrogène décarboné compétitive, associée à une électricité intermittente (ou nucléaire, celle-ci fournissant de plus, en cogénération, la chaleur décarbonée à haute température thermodynamiquement optimale).
Coûts de l’hydrogène produit par électrolyse
Ce sujet est un objet d’évaluations parfois très divergentes entre partisans du stockage de l’électricité par batteries et promoteurs des solutions tout-hydrogène, sur fond d’affrontements sur les coûts réels des électricités d'origine renouvelable intermittente ou nucléaire.
En août 2014, France Stratégie avait publié une note approfondie et pessimiste sur l’économie d’une filière hydrogène [« Y a-t-il une place pour l’hydrogène dans la transition énergétique ? »], Note d'analyse de France Stratégie, août 2014.. Ce rapport évaluait les coûts de la production d'hydrogène par électrolyse à au minimum 6 à 7 €/kg, avec une valeur moyenne de 12 €/kg suivant les scénarios envisagés, ces coûts dépendant étroitement de celui de l’électricité. Rappelons que le prix de l’hydrogène à la pompe (Air Liquide) est actuellement de l'ordre de 10 à 12 €/kg au minimum pour une autonomie maximale de 100 km/kg H2 (estimation Daimler pour un rendement PAC de 50 à 60%).
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En 2018, Morgan Stanley, dans une étude s’étendant jusqu’à l’horizon 2050 [ "Could green hydrogen fuel a reduced-carbon world ? », Morgan Stanley, août 2018.] construisait sa prospective sur l’hypothèse d’une profonde et durable baisse du coût de l’électricité sous l’effet d’une offre surabondante venue du développement mondial des énergies renouvelables intermittentes, en particulier dans les pays émergents. L’hydrogène produit par électrolyse au pied des parcs éoliens et solaires s’imposerait alors comme le vecteur-énergie dominant de la décarbonation globale, Morgan Stanley prévoyant un marché mondial de l'hydrogène passant de 130 G$ en 2017 à 2 500 G$ en 2050, avec un prix à la pompe inférieur à 1 €/kg.
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L’électrolyse de l’eau apparaît comme le remplaçant naturel du vaporeformage. Ses technologies sont pour l’essentiel matures et des espaces de progrès en rendements restent ouverts vers les matériaux, les pressions et les hautes températures. Mais ses coûts de production de l’hydrogène sont aujourd’hui rédhibitoires (trois fois ceux du vaporeformage) et dépendent de plus étroitement de ceux de l’électricité décarbonée, donc des prix des filières intermittentes et du nucléaire.
Source : Production de l'hydrogène
Les risques
Trois grands types d’événements sont à redouter, selon l’analyse préliminaire des risques conduite sur les trois exemples d’installation type : les fuites d’hydrogène à l’air ambiant, le mélange d’hydrogène et d’oxygène (pur ou contenu dans de l’air) au sein d’un équipement, et, en fin, la réaction d’hydrures avec de l’air ou de l’eau.
Événement redouté et conséquences
-Formation d’un mélange hydrogène-oxygène ou hydrogène-air dans les équipements
Source : SÉCURITÉ : TRANSPORT, STOCKAGE ET UTILISATION
La diffusion d’hydrogène dans le compartiment oxygène de l’électrolyseur peut survenir selon trois grands types de causes :
• Une fuite progressive par usure de la membrane ou du diaphragme d’une cellule d’électrolyse (technologie alcaline et PEM).
• Une fuite brutale lors de la rupture de la membrane d’une cellule d’électrolyse due, par exemple, à sa surchauffe (technologie PEM)
• Un transfert d’hydrogène dans le compartiment oxygène en aval des cellules d’électrolyse dû à une mauvaise gestion des équilibres de pression ou à des communications entre les tuyauteries des deux compartiments.
Qu’il soit de type alcalin ou PEM, un électrolyseur est constitué de cellules d’électrolyse qui produisent de l’hydrogène et de l’oxygène dans des compartiments séparés par un diaphragme ou une membrane.
La formation d’un mélange hydrogène-oxygène dans les équipements peut résulter d’un transfert excessif d’hydrogène dans le compartiment de l’électrolyseur contenant de l’oxygène. La formation d’un mélange hydrogène-air peut résulter d’une in filtration d’air dans les parties de l’installation contenant de l’hydrogène.[...] Bien que les deux compartiments soient séparés, l’oxygène produit contient systématiquement un peu d’hydrogène, et inversement. En fonctionnement normal, ces concentrations de mélange sont très faibles et ne représentent pas un risque. L’oxygène présent dans le compartiment hydrogène est par ailleurs neutralisé dans les étapes de purification d’hydrogène. Cependant, certains dysfonctionnements ou événements peuvent provoquer une diffusion excessive d’hydrogène dans le compartiment contenant de l’oxygène et former un mélange explosif. En effet, la pression à l’intérieur du compartiment hydrogène est, dans certaines configurations, plus élevée que celle à l’intérieur du compartiment oxygène. Si l’étanchéité entre les deux compartiments n’est plus garantie, l’hydrogène risque donc de migrer vers l’oxygène.Un mélange explosif peut également être formé si de l’air extérieur s’infiltre dans le compartiment de l’électrolyseur contenant de l’hydrogène, lorsque l’équipement est dépressurisé.
Exposition des hydrures à l’air et à l’eau
Il existe deux grands types d’exposition des hydrures à l’air ou à l’eau : la présence d’air ou d’eau dans le réservoir et la rupture mécanique du réservoir conduisant à une mise en contact soudaine des hydrures avec l’air ambiant.En contact avec de l’air ou de l’humidité, les hydrures peuvent réagir et produire de l’hydrogène et de la chaleur. Par ailleurs, certains hydrures ont des propriétés de pyrophoricité, c’est-à-dire qu’ils peuvent s’enflammer spontanément au contact de l’air. Cette forte réactivité à l’air et à l’eau peut conduire à des incendies, voire à des explosions dans l’unité de stockage d’hydrogène. Les incendies peuvent se propager rapidement si les hydrures sont relâchés vers l’extérieur ou vers d’autres sections de l’installation.
Risque de gel
Selon les conditions météorologiques de la zone dans laquelle est située l’installation, celle-ci peut être exposée à des températures extérieures inférieures à 0 °C. Les équipements contenant de l’eau sont alors exposés à un risque de gel, lors des phases d’opération où l’électrolyseur est en stand-by : il ne produit pas d’hydrogène, mais il est maintenu sous pression et les lignes hydrogène et oxygène contiennent des gaz. Le gel de l’eau peut produire une perte de confinement des équipements et tuyauteries concernées, notamment des deux réservoirs séparateurs et du réservoir d’eau déminéralisée. Si, de ce fait, de l’hydrogène est en contact avec de l’air ou de l’oxygène, le mélange risque de s’enflammer ou d’exploser.
[...]
Les échanges avec les acteurs de la filière (industriels, équipementiers, exploitants) et l’analyse préliminaire des risques menée par l’ Ineris sur des exemples génériques d’installation type indiquent que la conception et l’opération de ces installations nécessitent d’être particulièrement attentif aux risques de :
• fuites d’hydrogène dans l’atmosphère ;
• formation de mélange hydrogène-oxygène et hydrogène-air dans les équipements ;
• exposition des hydrures à l’air ou à l’eau.
À l’instar de toute installation industrielle manipulant des produits dangereux, les facteurs organisationnels et humains joueront un rôle prédominant dans la sécurité de ces installations.
Source : Guide d’information sur les risques et les mesures de sécurité liés à la production décentralisée d’hydrogène
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