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L'énergie à découvert

 | 
Rémy Mosseri
, 
Catherine Jeandel

Sixième partie. Entre sources et usages : stockage et vecteurs d'énergie

5. Le vecteur hydrogène

François Le Naour

Texte intégral

1Si la production d’énergie subit une nouvelle révolution avec l’introduction massive des énergies renouvelables qui doivent supplanter progressivement les énergies fossiles, il en va de même pour les vecteurs énergétiques au sein desquels les vecteurs carbonés également d’origine fossile (charbon, carburants liquides, gaz naturel) devraient voir leurs usages diminuer. À ce titre, les biocarburants et l’électricité prennent une place grandissante, mais ils ne sont pas capables de répondre à l’ensemble des besoins liés à tous les usages de l’énergie. Les besoins croissants en vecteurs énergétiques nécessitent une troisième voie, complémentaire des deux précédentes. L’hydrogène présente un intérêt car, à l’instar du gaz naturel, il se stocke et se transporte facilement sans déperdition, et son contenu énergétique est particulièrement élevé puisqu’il atteint le niveau record de 120 MJ/kg (33,36 kWh/kg). Déjà dans les années 1980, suite aux chocs pétroliers, les technologies liées à l’hydrogène avaient été fortement développées. Cet intérêt a été relancé au milieu des années 1990 car à la menace d’appauvrissement des ressources fossiles s’est ajouté le problème du réchauffement climatique associé à l’émission excessive des gaz à effet de serre. C’est pourquoi l’hydrogène, qui ne restitue que de l’eau lorsqu’on le convertit en électricité au travers d’une pile à combustible, apporte à la fois les qualités de stockage et de transport, un haut contenu énergétique, mais également un bilan CO2 intéressant – sous réserve d’être capable de le produire à partir d’énergie décarbonnée.

2Cependant, bien qu’étant l'élément le plus abondant dans l’univers, l’hydrogène ne se trouve pas à l’état natif sur Terre et il faut donc le produire à partir de ressources primaires telles que les hydrocarbures, la biomasse ou bien l’eau. L’hydrogène produit aujourd’hui pour les usages industriels est issu des hydrocarbures par différents procédés comme le vaporeformage du gaz naturel (48 % de la production mondiale), l’oxydation* partielle des hydrocarbures liquides (30 % de la production mondiale) ou la gazéification du charbon (18 % de la production mondiale). Seuls 4 % de l’hydrogène produit au monde provient de la décomposition de l’eau par un procédé d’électrolyse. Il s’agit principalement pour le moment d’installations de production de chlore pour lesquelles l’hydrogène est un produit dérivé.

3L’accroissement de part d’énergies renouvelables « non programmables », telles que l’éolien ou le solaire, va progressivement distordre le marché de l’électricité et devrait à termes favoriser le développement des technologies d’électrolyse qui permettent de convertir de l’électricité dans un composé chimique capable de stocker massivement cette énergie, surtout lorsque cette électricité est produite en excès et donc avec un coût marginal diminué. Si l’électrolyse traditionnelle de l’eau, dite « à basse température », existe industriellement depuis de nombreuses années, sa compétitivité lorsqu’on l’utilise couplée à une source d’énergie variable n’est pas encore aujourd’hui totalement démontrée. On estime en effet qu’un kilo d’hydrogène produit aujourd’hui par vaporeformage du gaz naturel revient à environ 1,50 €, soit deux fois moins cher que lorsqu’il est produit par électrolyse. Une alternative serait le développement de l’électrolyse à haute température qui présente potentiellement des rendements bien supérieurs à ceux de l’électrolyse traditionnelle. Cette technologie requiert de la chaleur au-dessus de 150 °C pour pouvoir vaporiser l’eau, chaleur qui peut provenir de centrales thermiques ou nucléaires, mais également d’installations industrielles qui n’ont pas totalement exploité leur potentiel thermique. Les travaux menés actuellement montrent que le coût de l’hydrogène produit par ce type d’électrolyse pourrait se situer entre 2 et 3 €/kg au tarif de l’électricité 2008.

Fig. 1 – Positionnement des technologies de stockage de l’énergie (énergie versus durée de stockage). Source : Specht, Sterner et al

Fig. 2 – Vue de la plateforme MYRTE en Corse. Expérimentation de stockage de l’énergie solaire avec restitution au réseau

L’hydrogène pour quels usages ?

4Une autre façon d’évaluer le potentiel économique de l’hydrogène est de le mettre en perspective par rapport aux marchés qu’il permet d’adresser. Le premier de ces marchés, longtemps présenté comme le plus emblématique, est celui des transports. Le véhicule électrique équipé d’une pile à combustible qui produit du courant à partir d’hydrogène a fait l’objet de très nombreux travaux de la part des constructeurs automobiles du monde entier qui annoncent un début de commercialisation pour l’année 2015.

5Les principaux verrous technologiques à lever ont été d’une part le prix et la robustesse de la technologie de pile à combustible, ainsi que l’optimisation du système pile global. Les travaux sur l’abaissement du taux de catalyseurs* (matériau noble type platine) et sur la gestion de l’eau dans le cœur de pile, ont permis de résoudre ces deux points. Un autre verrou important pour pouvoir embarquer l’hydrogène dans le véhicule concerne le réservoir de stockage. Certains constructeurs, comme Renault, ont proposé au début des années 2000 de stocker l’hydrogène sous forme de méthanol à reformer avant l’entrée de la pile. En effet, stocker sous forme liquide représente une solution à haute densité massique et volumique, mais le reformage* embarqué posait problème. Bien que ce type de solution soit reprise sous différente forme (acide formique, méthanol, etc.), l’ensemble des constructeurs automobiles ont convergé vers un stockage sous pression. À l’avenir, il faudra également s’atteler à développer les infrastructures de fourniture du carburant « hydrogène ». Le prix de l’hydrogène alimentant ces véhicules doit rester comparable à celui des carburants actuels (au régime fiscal près) pour qu’un déploiement puisse être envisagé, et c’est sûrement à ce niveau qu’il y a encore des marges de coût à gagner. Quoi qu’il en soit, ce marché des transports représente probablement la problématique la plus difficile et le cahier des charges le plus complexe qu’on puisse traiter.

6C’est au milieu des années 2000 qu’est apparue une autre fonctionnalité potentiellement intéressante de l’hydrogène. Il s’agit du stockage des énergies dites « intermittentes », domaine où l’hydrogène pourrait jouer un rôle essentiellement pour de grandes capacités d’énergie ou bien lorsque l’on est sur des durées de restitution importantes (plusieurs heures à intersaisonnier).

7La figure 1 indique les gammes d’énergie et de durée de stockage où l’hydrogène pourrait venir compléter les quelques technologies déjà positionnées sur ce segment (STEP, CAES). De nombreuses expérimentations ont été lancées entre 2000 et 2010, ciblant principalement des milieux insulaires où la problématique énergétique est plus cruciale qu’ailleurs. Parmi ces démonstrations, la plateforme MYRTE déployée en Corse, près d’Ajaccio (figure 2), est remarquable, tant par le niveau de puissance solaire primaire que par le fait qu’elle a été la première raccordée au réseau électrique* et fait l’objet d’expérimentation de modèles d’affaires avec SEI (RTE insulaire). Bien que les rendements de la chaîne hydrogène soient relativement faibles (35 %), une telle solution présente un intérêt dans certaines situations où les STEPS et CAES (cf. VI.9) ne peuvent être installés, ou en solutions hybridées avec d’autres formes de stockage. Là encore la technologie haute température encore en développement pourrait apporter des solutions compétitives. En effet, un électrolyseur à haute température fonctionne sans difficulté en mode pile (contrairement aux technologies PEM et alcaline pour lesquelles la réversibilité* n’est pas possible). On améliore ainsi grandement l’efficacité de la chaîne hydrogène qui pourrait atteindre près de 60 % au lieu de 35 à basse température.

8Par ailleurs, la question du stockage de l’hydrogène (et de l’oxygène si les technologies de pile permettent de l’utiliser pour améliorer les rendements) doit être posée. Rappelons ici que l’hydrogène est un gaz industriel, et qu’à ce titre il est déjà massivement transporté et stocké sur des installations. Les technologies utilisées dans ce cas sont principalement le stockage cryogénique pour les très gros volumes, et le stockage/transport sous pression à 200 bars sous la forme de bouteilles métalliques ou de trailers. Cette idée a été reprise dans le cas de MYRTE puisque l’on dispose sur cette expérimentation de réservoirs métalliques de 200 bars, tant pour l’hydrogène que pour l’oxygène. Une alternative consiste à stocker l’hydrogène dans des hydrures métalliques (cf. VI.6). Le matériau métallique agit comme une éponge qui absorbe et désorbe l’hydrogène suivant des cycles (température, pression) maîtrisés. Cette solution technologique présente un intérêt évident en termes de sécurité puisque ces hydrures métalliques sont parfaitement stables à l’équilibre. Toutefois, leur faible densité énergétique les limite aux usages stationnaires.

Le power to gas

9Certains experts restent néanmoins dubitatifs quant à l’intérêt de transformer de l’électricité en hydrogène reconverti en électricité au même endroit, et ce avec un rendement limité. Ils admettent cependant que le potentiel du vecteur hydrogène à adresser plusieurs marchés est une réelle opportunité pour gérer les équilibres « demande d’énergie vs production d’énergie », et ce quels que soient les types d’usages et les types d’énergie primaire*. Cette réflexion a conduit au concept de « power to gas » qui consiste à utiliser l’énergie électrique produite en excès par les parcs renouvelables (éolien, solaire...) et les tranches nucléaires (capacité de nuit) pour produire de l’hydrogène. En l’absence d’infrastructure hydrogène (réseau de transport et de distribution), cet hydrogène serait véhiculé par le réseau de gaz naturel existant, soit sous forme d’un mélange (gaz naturel, H2), soit sous forme de méthane obtenu par recombinaison d’hydrogène avec le CO2.

10Le projet GRHYD consiste à produire de l’hydrogène par électrolyse sur les périodes de bas coûts d’électricité pour l’injecter dans les réseaux de gaz naturel. Les principaux gaziers européens travaillent ensemble aujourd’hui pour établir une réglementation commune concernant cette injection d’hydrogène, considérant que la limitation à 10 % d’hydrogène dans le gaz naturel serait une valeur acceptable par tous.

11La seconde voie intéresse les marchés de l’énergie, mais également la question de la séquestration du CO2. En effet, par recombinaison de l’hydrogène avec le CO2 issu d’installations polluantes, on produit des nouveaux carburants de synthèse, ce qui évite de puiser dans les ressources naturelles et qui permet de recycler le carbone plutôt que de le rejeter à l’atmosphère. En produisant du méthane de synthèse qui serait réinjecté dans le réseau de gaz naturel, on dispose d’une capacité importante de transport et de stockage de l’énergie complémentaire et bien supérieure à celle du réseau électrique*. C’est pourquoi les Allemands, qui produisent de plus en plus leur électricité par les parcs éoliens du nord de l’Allemagne et qui consomment plutôt dans les régions du Sud, travaillent à ce nouveau concept de « power to gas ».

12L’hydrogène est en passe de devenir un vecteur énergétique au même titre que l’électricité ou la chaleur. Après une première phase de développement dédiée aux technologies tournées vers le transport, ce vecteur a petit à petit pris une place de plus en plus centrale dans un paysage où la capacité de stocker et transporter l’énergie devient prioritaire. À l’instar du vecteur électrique, son utilisation peut se décliner sur tous les usages, qu’ils soient stationnaires ou mobilité. Les technologies de production, de stockage et de conversion de l’hydrogène sont aujourd’hui (pour la plupart) maîtrisée. La compétitivité peut être au rendez-vous dans un avenir proche, surtout si la mise en place d’une véritable politique de promotion des énergies propres se met en place.

Table des illustrations

Légende Fig. 1 – Positionnement des technologies de stockage de l’énergie (énergie versus durée de stockage). Source : Specht, Sterner et al
URL http://books.openedition.org/editionscnrs/docannexe/image/11109/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 92k
Légende Fig. 2 – Vue de la plateforme MYRTE en Corse. Expérimentation de stockage de l’énergie solaire avec restitution au réseau
URL http://books.openedition.org/editionscnrs/docannexe/image/11109/img-2.jpg
Fichier image/jpeg, 113k

Auteur

Physicien, Ingénieur CEA, LITEN/DTBH, Grenoble.
francois.le-naour@cea.fr

© CNRS Éditions, 2013

Conditions d’utilisation : http://www.openedition.org/6540

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