Rapport IEA 2019 : Future of hydrogen

Rapport IEA 2019 : Future of hydrogen

Le rapport de l’IEA “Future of hydrogen” est une synthèse extraordinaire des données pratiques sur les perspectives de la production et de l’utilisation d’hydrogène.


Beaucoup de choses sont dites sur l’hydrogène, mais cela reste souvent très ponctuel: telle nouvelle application, telle possibilité … Au contraire, l’IEA nous propose dans son rapport “Future of hydrogen” une synthèse monumentale tournée vers l’action pratique.

J’adore ce genre de travaux parce que, même si on peut les critiquer, on apprend énormément en les lisant. Le rapport faisant tout de même 200 page, je vais vous en présenter l’essentiel.

Le rapport aborde plusieurs sujets :

  • La production d’hydrogène, qu’elle soit dédiée ou comme coproduit.
  • Les challenges et solutions pour stocker et transporter l’hydrogène.
  • Les utilisations actuelles et potentielles de l’hydrogène.
  • Les perspectives d’actions publiques à court et moyen termes.

IEA, “Future of hydrogen”, 2019, https://www.iea.org/reports/the-future-of-hydrogen

Production d’hydrogène

L’IEA nous propose un état des lieux de la production d’hydrogène. Il distingue la production dédiée d’hydrogène, c’est-à-dire dont c’est l’objectif premier, de la production où l’hydrogène est un coproduit.

Ce qu’il y a de fantastique dans ce bilan, c’est que les auteurs vont dans le détail et montrent, par exemple, que l’intérêt des différents procédés varie en fonction du lieu de la localisation.

Production spécifique d’hydrogène

La production “spécifique” d’hydrogène (cad pas comme un produit secondaire) est en 2019 d’environ 70 million de tonnes. Elle est principalement produite par vaporéformage du méthane (SMR) ou gazéification du charbon.

[NdA: Vous pouvez également consulter notre article sur la production d’hydrogène]

Les principales sources

Actuellement, l’hydrogène est quasi-exclusivement produit à partir de carburants fossiles avec des procédés produisant énormément de gaz à effets de serre.

76% de la production serait produite à partir de gaz naturel et 23% de la production viendrait du charbon, presqu’exclusivement par la Chine

L’électrolyse ne représenterait que 0.1% de la production dédiée, principalement à destination de marchés requérant un H2 de haute pureté, comme l’électronique les polysilicones.

Les procédés de production d’hydrogène

Il y aurait plusieurs manières d’extraire l’hydrogène des énergies fossiles.

Il y aurait le réformage, qui pourrait se faire de 3 façons:

  • Le vaporéformage (méthane et, beaucoup plus rarement, pétrole liquide et naphte), utilisant de la vapeur comme oxydant et source d’hydrogène. Le vaporéformage de méthane (Steam Methan Reforming = SMR) est de très loin le principal mode de production d’H2.
  • L’oxydation partielle (charbon ou pétrole lourd), utilisant l’oxygène de l’air comme oxydant.
  • Une combinaison des deux appelé “authothermal reforming” (ATR)

La gasification permet de produire de l’HE à partir de charbon ou de biomasse.

La production d’hydrogène libère 10 kg de CO2 pour un kg H2 produit à partir de méthane et 19kg à partir de charbon. Globalement, la production d’hydrogène émet 830 millions de tonnes de CO2 par an et mobilise 6% du total de gaz naturel et 2% du charbon utilisés dans le monde. Notez que ces émissions sont en partie (130 MtCO2) capturées et utilisées dans la production de fertilisant à base d’urée. Ce CO2 serait néanmoins de nouveau libéré lors de l’application. (p.38)

Enfin, il y a évidemment l’électrolyse de l’eau, qui produit de l’hydrogène à partir d’eau et d’électricité. Il y en a plusieurs types : électrolyse alcaline, électrolyse PEM et SOEC (Solid Oxyd Electrolyzer cell). Si toute la production actuelle de l’hydrogène se faisait par électrolyse, elle consommerait 3 600 TWh, soit plus que la consommation totale de l’Union Européenne. (p.43)

p.44

De nombreux projets d’électrolyseurs de haute capacité (>10MW) sont en train d’être développés. (p.45)

Une piste de production est la séparation du méthane (methane splitting). Développée depuis les années 90, elle ne produit pas de CO2, mais du carbone solide (dit carbone noir, “Carbon black”), utilisé notamment pour faire des pneus, dans l’impression et les plastiques. (p.41)

En outre, la production de H2, notamment en SMR et SOEC, pourrait profiter de la chaleur produite par des réacteurs nucléaires. (p.46)

Prix de la production spécifique d’hydrogène

Prix de l’électrolyse

Actuellement, la principale variable du prix de l’électrolyse de l’eau est le prix de l’électricité et l’échelle. En effet, les simples économies d’échelle pourraient diviser son coût/kg par trois.

Le cout de production d’un kg d’H2 par électrolyse diminuerait à 1.6$ avec un prix du MWh de 20$ et à 2.1$ avec un prix du MWh de 40$. A 60$ le MWh, il irait vers 2.6$. (p.47) Le prix pourrait descendre en dessous de 1.6$/kg dans certaines régions où les ENr sont particulièrement productives, comme la Patagonie et le Moyen-Orient.

Le prix de la capture de carbone (Carbon Capture Utilisation and Storage)

La capture de carbone permet de récupérer plus de 90% du CO2 et pourrait être une piste de production d’H2 décarboné très intéressante.

On retrouve l’argument développé par William J.Nuttall et Adetokunboh T.Bakenne dans Fossil Fuel Hydrogen, Technical, Economic and Environmental Potential (éditions Springer, 143 pages)

CCUS en vaporéformage de méthane

La capture de carbone permet de récupérer 90% ou plus du CO2 produit. Voici par exemple pour le vaporéformage de méthane:

p.40

Des usines de SMR représentant 0.5MtH2/an sont déjà équipé de CCUS.

Pour les usines de production “marchande” (c’est à dire dont la production d’hydrogène n’est pas intégrée à la production de méthanol ou d’ammoniaque), la capture du CO2 au moment du gas de synthèse permet de récupérer 60% du CO2 et représente un prix 53$/tCO2 capturée.

La capture au niveau du gaz d’émission (flue gas) augmente la réduction à >90% mais représente 80$/tCO2 capturée pour la production marchande et 90-115$/tCO2 pour la production intégrée (ammoniaque, urée, méthanol).

Voici l’estimation du prix du SMR avec et sans CCUS selon la région :

p.42

[NdA: La CCUS ne représenterait, ainsi, pas une hausse énorme du prix de production de l’H2 (+50%). Cette différence pourrait être rapidement comblée avec une augmentation du prix du carbone.]

L’ATR permet une CCUS à moindre coût, les émissions étant plus concentrées.

Comme nous l’avons, vu le vaporéformage du méthane avec CCUS ne coute pas très cher, descendant à 1.5$/kg H2 produit. C’est ainsi une des voies de production “bas carbone” les moins chères. (p.42)

[NdA : C’est néanmoins très dépendant du prix du gaz, qui devrait augmenter à un moment ou à un autre.]

CCUS en gazéification du charbon

En Chine, la production d’H2 coute 1.5$ à partir de charbon avec CCUS, contre 1.8$ en SMR sans CCUS et 2.3$ avec. (p.51)

Comparaison globale
p.52

L’auteur estime que, pour que le vaporéformage de méthane soit plus avantageaux avec la CCUS, il faudrait que le prix du carbone dépasse 50$/tonne. (p.97)

L’hydrogène coproduit ou fatal

L’hydrogène coproduit par électrolyse dans le cadre de la production de chlorine et de soude caustique représente 2% du total.

0.5MtH2 sont simplement évacués dans l’air et 22MtH2 sont utilisés pour des application à faible valeur ajoutée, comme la chaleur. (p.174)

Stocker et transporter l’hydrogène

Le dihydrogène est à la fois minuscule (il passe à travers l’acier) et immense (il a une densité, à température ambiante, de 0.089g/l : il fait 11 000l pour accueillir 1kg). Son stockage et son transport sont un des principaux problèmes.

Actuellement, l’hydrogène est consommé sur site (85%) ou transporté par des camions ou des pipeline (15%).

Le stockage de l’hydrogène

[NdA: Vous pouvez également consulter notre article sur le stockage d’hydrogène]

Les différents états physiques

Le stockage sous forme liquide est très difficile : il faut le refroidir à -253°C. Cela représente 25 à 35% de l’énergie transportée … (p.74)

Le stockage chimique

L’hydrogène peut être transformé en une autre matière, plus pratique à utiliser et à transporter. Il y en a principalement 4:

  • L’ammoniaque. C’est l’une des principales utilisations de l’H2 (pour faire des engrais) et est beaucoup plus dense et facile à liquéfier (-33°C au lieu de -252) que l’hydrogène. Il est néanmoins très toxique. Il pourrait être utilisé comme carburant, mais cela peut produire du peroxyde d’azote. Cela requiert entre 7 et 18% de l’énergie contenu dans l’hydrogène. La perte est comparable si on veut en extraire l’hydrogène. (p.75)
  • Méthane synthétique
  • Diesel ou kerosène synthétique
  • Méthanol synthétique, qui a une densité énergétique 80% à l’hydrogène liquide.

Je ne vois pas trop comment les hydrocarbures seraient “bas carbone”, vu que le CO2 se retrouve au final dans l’atmosphère. Les prix sont détailles p.60 et suivant. Je ne détaille pas.

Il y a aussi des liquid organic hydrogen carriers (LOHC). Il y a par exemple le methylcyclohexane, utilisant du toluene comme “molécule porteuse” (carrier molecule). Le toluene coute 400-900$/tonne, il faut plus de 15 tonnes pour transporter 1 tonne d’hydrogène et on en produit actuellement que 22 millions de tonnes. C’est en outre très toxique. Le dibenzyltoluene n’est pas toxique, mais beaucoup plus cher. La conversion consommerait environ 35-40% de l’énergie de l’hydrogène. (p.75-76)

Le stockage mécanique

Pour le stockage de grande ampleur, on envisage le stockage géologique, du reste déjà utilisé pour le gaz naturel :

  • les mines de sel. Utilisées depuis les années 70 pour le stockage d’hydrogène, ce stockage coute moins de 0.6$/kg H2 et a une efficience d’environ 98%. (p.69)
  • d’anciens gisements d’hydrocarbure. Ils sont plus grands que les carvernes de sel, mais elles sont aussi plus poreuses et il y a un risque de pollution du dihydrogène. (p.69)
  • aquifères. Leur efficacité n’est pas démontrée.

Le transport

Le graal : le circuit préexistant de gaz

Le transport idéal serait de pouvoir faire passer le dihydrogène dans le circuit de gaz. La proportion de H2 que les canalisation pourraient retenir varie. Le prix du transport serait d’environ 0.4$/kg, essentiellement en raison de stations d’injections ainsi que de coûts opérationnels plus importants (p.74).

Toutefois, le principal problème est que séparer, en bout de course, l’H2 du méthane serait hors de prix : entre 3 et 6$/kg d’H2 ! En somme l’H2 transporté serait destiné à être brûlé. Cela pose aussi problème pour les industriels qui utilisent le méthane comme matière première. (p.72)

Les différents types de transport

Il y a déjà 5000km de pipeline d’hydrogène (contre 3 millions pour le gaz naturel). L’une des grosses difficultés est, outre le besoin d’investissements élevés, le soutien gouvernemental et le besoin de grands travaux, qui peuvent poser des difficultés politiques.

Une autre option est le transport par bateaux.

Les transports en fonction de la distance

p.78

La liquéfaction ou le transport sous forme d’ammoniaque ou de LOHC serait plus adaptée pour les distances au-delà de 1500 km. En deça, le transport en pipeline serait plus intéressant.

[NdA : il semble y avoir un gros souci avec ces graphiques. D’abord, le prix du transport par pipeline n’est pas fonction de la distance, mais des infrastructures existantes. Plus vous utilisez la structure, plus elle est rentable. En outre, le prix de la reconversion n’est pas inclus ! C’est pourtant le principal problème de l’ammoniaque et des LOHC. En somme, il est probable que le transport par pipeline soit toujours le plus intéressant pour les longues distances … sauf s’il y a la mer au milieu évidemment.]

La distribution locale se ferait par camion ou par pipeline. (p.79) Le prix au format gazeux serait d’environ 1.8$ pour 500km.

Voici une étude pratique pour le Japon, entre deux productions d’hydrogène par électrolyse :

p.82

Ainsi, importer sous forme d’ammoniaque d’Australie serait encore moins cher, même si le transport représenterait environ 30% du prix total.

L’IEA estime que délivrer l’hydrogène aux stations de recharge européenne devrait couter 7.5 à 9$/kgH2, en se basant sur un prix de production initial d’environ 3$/kgH2. (p.84)

Utilisation d’hydrogène

La demande d’hydrogène pur est de 74Mt par an et celle d’hydrogène en mixture de gaz est de 45Mt. (p.177) Elle est

Je ne parlerai pas des carburants synthétiques, qui ne sont pas, à mon sens, bas carbone (que le carbone ait été utilisé une ou deux fois ne change rien, au final il y a bien un rejet) et me semblent logiquement absurdes (on réforme du méthane pour refaire du méthane ? WTF ?), en tout cas au stade où on en est.

L’hydrogène dans l’industrie

L’hydrogène est aujourd’hui quasi-exclusivement utilisé en tant que matière, dans l’industrie : 33% dans la raffinerie de produits pétroliers, 27% dans la production d’ammoniaque, 11% dans la production de méthanol et 3% dans production d’acier (3%) pour les 4 principales applications. (p.89)

De manière générale, la demande est vouée à largement augmenter d’ici 2030 : +7% pour la raffinerie, +31% pour la production de produits chimiques, *2 pour la production d’acier …

Hydrotraitement et hydrocraquage

La raffinerie mobilise chaque année 38MtH2, soit 33% de la demande totale. (p.91)

L’hydrotraitement consiste à retirer les impuretés du pétrole et, surtout, le sulfure. Cet usage tend à augmenter, le taux de souffre autorisé diminuant constamment. (p.92)

L’hydrocraquage consiste à améliorer les pétroles de mauvaise qualité (lourd, sables bitumineux) en un produit pétrolier d’une valeur plus élevée. (p.92)

A l’échelle mondiale, la quasi-totalité de l’hydrogène utilisé dans les raffinerie

  • Est un coproduit du raffinage (36%)
  • Vient du réformage de méthane (38%) ou du charbon (2%) sur le site lui-même. (p.93)

Industrie chimique

Chaque année, plus de 31MtH2 d’hydrogène est utilisé comme matière première pour créer de l’ammoniaque et plus de 12MtH2 pour produire du méthanol. Enfin, 2MtH2 sont utilisés par d’autres procédés, comme la production de péroxide d’hydrogène ou de cyclohexane. (p.99)

La production d’acier

L’hydrogène est utilisé dans la production d’acier dans 2 procédés :

  • la réduction directe du fer (“Direct Reduction of Iron – Electric arc furnace”, DRI-EAF) représente 7% de la production d’acier et consiste à utiliser un mélange d’hydrogène et de monoxyde de carbone comme agent réducteur.
  • le (“blast furnace-basic oxygen furnace”, BF-BOF), représentant 90% de la production d’acier, coproduit de l’hydrogène au milieu d’autres gaz (on appelle l’ensemble “work-arising gases” ou WAG) (14MtH2/an), qu’il réutilise en partie (9MtH2/an). Ce procédé est donc globalement producteur d’hydrogène en fait (mais il est difficile à utiliser).

C’est la première voie qui consomme 4MtH2/an de la production dédiée. Cett quantité devrait doubler d’ici 2030.

Cela pourrait augmenter radicalement si sont développés des modes de production DRI-EAF utilisant exclusivement de l’hydrogène. C’est par exemple ce que teste le projet HYBRIT en Suède (p.111).

La production de hautes températures

Une utilisation industrielle de l’hydrogène pourrait être la production de hautes températures (>400°C). Outre les secteurs de la chimie et de l’acier, cela représente des émissions de 1.1GtCO2, soit 3% des émissions globales de l’énergie. (p.117)

Les éléments proposés semblent très hypothétiques, je passe.

L’hydrogène dans les transports, bâtiment et énergie

Si ce sont des utilisations marginales aujourd’hui, l’hydrogène pourrait aussi être utilisé comme énergie dans plusieurs contextes.

Les transports H2

Transport routier

Il y avait en 2018, 11200 voitures à hydrogène (Fuell Cell Electric Vehicule, FCEV) en circulation, contre 5.1 millions de voitures électriques à batteries (Battery Electric Vehicule, BEV). Cet écart se retrouve dans le nombre de stations de recharge : 381 en 2018 pour l’hydrogène, contre 144 000 chargeurs rapides, 395 000 chargeurs lents et 4.7 millions de bornes de recharge privées. (p.126-7)

L’un des obstacles pour les FCEV est le prix élevé des piles à combustibles et des réservoirs en raison des faibles volumes produits. Le prix d’une pile à combustible est d’environ 230$/kW. Cela devrait rapidement descendre à 180$. Les seules économies d’échelle devraient faire tomber ce coût à 75$/kW. (p.131)

Le réservoir coûte également cher, devant tenir des pression de 350 ou 700 bars. Il coute 23$/kWh à l’échelle de 10 000 unités, mais cela descend à entre 14 et 18 $/kWh à 500 000 unités par an. La compression coute 6 (350 bars) ou 15% (700bars) du contenu énergétique de l’hydrogène. (p.132)

L’un des plus gros obstacles est le prix des stations de ravitaillement, coutant 0.6-2 millions $ à 700 bars et 0.15-1.6 millions à 350 bars. Il faudrait un investissement de 35 à 45 milliards pour servir seulement 5% de la flotte de voitures en hydrogène. Une piste serait de se focaliser sur le développement de stations pour des flottes “captives” (comme les camions et véhicules de déplacement sur des sites industriels, les bus et flottes de taxis) pour résoudre le problème de la sous-utilisation.

A long terme, les FCEV deviendraient plus intéressants que les BEV à partir de 400 – 500 km d’autonomie. Plus l’autonomie augmente, plus les FCEV sont intéressants.

Pour les poids lourds, même avec les prix actuels des piles à combustibles, les FCEV seraient plus intéressant que les BEV pour les trajets de plus de 600km si l’hydrogène peut être délivré à moins de 7$/kWh. (p.137)

Bâteaux, trains et avions à hydrogène

Le transport maritime mobilise 5 de la demande globale de pétrole et transporte, en volume, 90% des biens. Utiliser de l’ammoniaque comme carburant demanderait une modification des moteurs. Pour être viable, il faudrait des prix du CO2 entre 40 et 230$/tCO2. Pour que l’hydrogène soit viable, il faudrait des prix du CO2 encore 35-45$ plus élevés. Les bateaux à hydrogène ne sont pas encore développés. (p.141)

Si le train est le mode de transport le plus électrifié, il reste des lignes qui ne le sont pas. Même en France et en Allemagne, 20% du flux et la moitié du réseau ne sont pas électrifiés. Des trains à hydrogène permettraient de remplacer ceux à diesel. Cette piste est déjà lancée, notamment en Allemagne, en Autriche, au Royaume-Uni et au Japon. (p.142)

S’agissant des avions à hydrogène, il n’y aurait pas encore de projet viable.

L’hydrogène comme source de chaleur pour les bâtiments

Le chauffage (espace, eau, cuisson) représente 22% de l’utilisation finale d’énergie. Cela représenterait 2017 Mtoe en 2017, dont 620Mtoe venant du gaz naturel. Un des pistes les plus simples serait de méler une portion d’hydrogène au gaz naturel, ce qu’envisage le projet GRHYD en France et HyDeploy au Royaume-Uni. (p.144) Toutefois cela pourrait augmenter le prix du gaz de 3 à 15% ce qui pourrait faire se tourner beaucoup vers les pompes à chaleur électriques.

L’hypothèse d’un chauffage 100% hydrogène supposerait des prix finaux de 1.5-3$/kgH2. (p.148) [NdA: Dans l’hypothèse où on adapte les infrastructures, les chaudières, les équipements et la sécurité …]

L’hydrogène et la production d’énergie

Le projet ENE-FARM au Japon propose d’installer des millions d’unités de piles à combustible couplées à du vaporéformage. Il y a aujourd’hui 276 000 de ces unités de micro co-génération. (p.153)

Le principal intérêt de piles à combustible stationnaire est pour proposer une alimentation électrique de soutien, en cas de problème, ou bien pour les zones ne disposant pas d’un réseau électrique. C’est notamment le cas de nombreuses stations de télécommunication. (p.154)

De l’ammoniaque pourrait aussi être utilisé en combustion combinée (“co-firing”) dans les centrales à charbon. Néanmoins utiliser du NO3 comme carburant fait craindre les émissions d’oxydes d’azotes (NOx). (p.155)

C’est l’un des grands intérêts de l’hydrogène : il pourrait être utilisé comme stockage d’électricité à grande échelle et à long terme. Le stockage en caverne de sels est particulièrement intéressant. Le problème est le rendement : convertir l’électricité en hydrogène, puis l’hydrogène en électricité, fait perdre 60% de l’énergie initiale, contre 15% pour une batterie lithium-ion. Ces dernières ne sont néanmoins pas viables à grande échelle et long terme, demandant énormément de matériaux par kWh et se déchargeant naturellement. (p.158)

Perspectives d’action

L’IEA a identifié 4 axes pour développer l’hydrogène :

  1. Des écosystèmes industriels cotiers.
  2. L’infrastructure de gaz existante
  3. Des circuits de transports à hydrogène (flottes, frêt …)
  4. Des routes commerciales

Chaque aspect ne serait intéressant que pour certaines région (ex: l’Amérique du Nord et l’Europe pour le second point). Les auteurs rappelle qu’il n’y a pas de modèle unique de politique publique. Chaque mesure doit être spécifiquement adaptée à son contexte et à ses cibles.

Ecosystèmes industriels cotiers

Une large part de la demande existante pour de l’hydrogène est dans des zones cotières. On trouve ainsi déjà des pipeline d’hydrogène aux Etats-Unis (dans le Golf du Mexique) et en Flandre. C’est aussi l’endroit idéal pour développer l’hydrogène dans les transport (bâteaux, route). (p.177 et s.)

L’infrastructure de gaz existante

Il s’agit de mélanger de l’hydrogène au réseau de gaz. On vaporéforme du gaz pour produire de l’hydrogène pour remplacer du gaz … Déjà commencer par entièrement décarboner la production d’H2 serait un bon premier pas non ? Avant d’envisager ce genre de gaspillages …

Les auteurs présentent l’idée de le séparer, en bout de course, du gaz naturel comme viable, mais le prix qu’ils évoquaient dans la partie dédiée semblait assez délirant (3-6$/kgH2 soit plus que le prix de production prévu …).

Circuits de transports à hydrogène

La première étape pour résoudre le problème de stations de recharge est de développer des circuits, pour des flottes et des poids lourds, ce qui permettrait de viabiliser facilement une première infrastructure.

Des routes commerciales

Il faudrait commencer à développer les capacité de commerce de l’hydrogène et notamment développer les infrastructures, bâteaux, standards et entreprises. Certaines régions ont en effet un plus grand potentiel de production d’H2, notamment grâce à des EnR plus généreuses (zones très ensoleillées, beaucoup de vent), que d’autres.

L’IEA estime par exemple que l’Afrique et le Chili pourraient produire respectivement 500MtH2/an et 160MtH2/an à moins de 2$/kgH2. Le Moyen-Orient pourrait également produire d’énormes quantités d’hydrogène à 1.3$/kgH2 en SMR avec CCUS (Carbon Capture Utilisation and Storage).