Hydrogène vert

L’hydrogène vert est de l’hydrogène fabriqué en décomposant l’eau avec de l’électricité renouvelable. Sa production n’émet pas de CO2, et il peut remplacer l’hydrogène fossile dans les engrais et le raffinage, réduire le minerai de fer sans charbon et alimenter des usines de carburants de synthèse. Le monde consomme déjà près de 100 millions de tonnes d’hydrogène par an (environ 97 Mt en 2023 selon l’AIE), mais moins de 1 % est bas carbone. Presque tout provient du gaz naturel et du charbon et rejette de l’ordre de 900 Mt de CO2 par an, plus que l’aviation. La première mission de l’hydrogène vert est de décarboner cette demande existante ; viennent ensuite les secteurs que l’électricité ne peut pas atteindre directement.

Comment ça marche

Un électrolyseur fait passer un courant continu dans l’eau entre deux électrodes séparées par un électrolyte ou une membrane. L’eau se décompose en hydrogène à la cathode et en oxygène à l’anode :

2 H2O + énergie électrique → 2 H2 + O2

La thermodynamique fixe le minimum théorique : 39,4 kWh par kilogramme sur PCS, ou 33,3 kWh/kg sur le pouvoir calorifique inférieur (PCI) habituellement retenu pour les combustibles (voir pouvoir calorifique). Les systèmes réels en demandent davantage. Il y a des surtensions aux électrodes et des résistances ohmiques, plus la consommation des auxiliaires : redresseurs, pompes, refroidissement, séchage du gaz et purification de l’eau. Les installations commerciales consomment aujourd’hui environ 50 à 55 kWh par kg au niveau système.

À 52 kWh/kg, le rendement avoisine 64 % sur PCI. Le dernier terme de la formule de coût montre pourquoi le prix de l’électricité domine : à 40 $/MWh, l’électricité seule coûte environ 2,1 $ par kg avant tout remboursement du capital. Notre calculateur d’hydrogène vert fait ce calcul pour un électrolyseur, une source d’électricité et un facteur de charge donnés.

Principaux types d’électrolyseurs

Alcalin (AEL)

L’électrolyse alcaline est la technologie la plus ancienne et la moins chère, utilisée dans l’industrie depuis un siècle. Des électrodes à base de nickel baignent dans une solution d’hydroxyde de potassium, séparées par un diaphragme poreux. Les stacks sont durables et ne demandent pas de métaux précieux, mais ils réagissent traditionnellement plus lentement aux variations de charge et fonctionnent à plus faible densité de courant. Les fabricants chinois dominent la production mondiale d’électrolyseurs alcalins et vendent aux prix les plus bas.

Membrane échangeuse de protons (PEM)

Les électrolyseurs PEM utilisent une membrane polymère solide en milieu acide. Cela permet des stacks compacts, de fortes densités de courant, des montées en charge rapides et une production sous pression, autant d’atouts pour un couplage avec l’éolien et le solaire variables. Ils dépendent de l’iridium (anode) et du platine (cathode). Comme on ne produit que quelques tonnes d’iridium par an, les quantités utilisées doivent baisser fortement pour que le PEM passe à l’échelle de nombreux gigawatts.

Oxyde solide (SOEC)

Les électrolyseurs à oxyde solide fonctionnent entre 700 et 850 °C et décomposent de la vapeur grâce à un électrolyte céramique. Une partie de l’énergie arrivant sous forme de chaleur, la consommation d’électricité peut descendre à environ 40 kWh/kg quand on dispose de chaleur fatale industrielle ou d’une centrale nucléaire. Les stacks se dégradent plus vite et supportent moins bien les cycles. La technologie passe de la démonstration à une première échelle commerciale.

Membrane échangeuse d’anions (AEM)

L’AEM cherche à associer les matériaux bon marché des systèmes alcalins à la conception à membrane du PEM. Les unités restent petites (du kilowatt à quelques mégawatts), et leur durabilité reste à démontrer.

Fourchettes établies d’après IEA (2019) The Future of Hydrogen, IRENA (2020) et la Global Hydrogen Review 2024 de l’AIE.

Les couleurs de l’hydrogène

Le jargon de la filière classe l’hydrogène selon son mode de production : gris (vaporeformage du méthane sans captage, la plus grande partie de l’offre actuelle), brun/noir (gazéification du charbon, courante en Chine), bleu (reformage du gaz avec captage du carbone), vert (électrolyse renouvelable), rose (électrolyse nucléaire), turquoise (pyrolyse du méthane, qui laisse du carbone solide) et blanc (hydrogène géologique naturel). Les régulateurs abandonnent les couleurs au profit de seuils sur le cycle de vie. Les règles européennes sur les carburants renouvelables d’origine non biologique exigent des émissions inférieures à 3,38 kg CO2e par kg de H2 (70 % d’économie par rapport au combustible fossile de référence), et le crédit américain 45V est modulé selon l’intensité sur le cycle de vie sous 4 kg CO2e/kg.

Rendement et facteur de charge

Deux rendements comptent. Le rendement de conversion, de 60 à 67 % sur PCI pour les systèmes actuels, fixe l’électricité nécessaire par kilogramme. Le taux d’utilisation, c’est-à-dire le facteur de charge de l’électrolyseur, fixe le nombre de kilogrammes produits par dollar investi. Un électrolyseur alimenté par le seul solaire, avec un facteur de charge de 20 à 25 %, répartit son capital sur peu d’heures. Les sites hybrides éolien-solaire du Chili, d’Australie ou du Moyen-Orient peuvent atteindre 50 à 70 %, et les installations raccordées au réseau davantage, mais l’électricité du réseau pose ses propres problèmes de coût et de carbone.

Convertir l’électricité en hydrogène puis de nouveau en électricité par une turbine ou une pile à combustible ne restitue qu’environ 30 à 40 % de l’électricité de départ. L’hydrogène est donc considéré comme un moyen de stockage saisonnier de dernier recours, et non comme un concurrent du stockage par batterie pour les cycles quotidiens.

Coûts

Le coût actualisé de l’hydrogène (LCOH) dépend du prix de l’électricité, du coût d’investissement de l’électrolyseur, de son taux d’utilisation et du financement. Selon la Global Hydrogen Review 2024 de l’AIE :

• L’hydrogène gris coûte en général 1 à 2,5 $/kg aux prix habituels du gaz (davantage pendant la crise gazière de 2022, moins de 1 $/kg là où le gaz est bon marché, comme au Moyen-Orient).
• L’hydrogène vert des nouveaux projets coûte en général 3 à 8 $/kg. Le bas de la fourchette correspond à d’excellents sites renouvelables avec un financement bon marché ; le haut, à l’Europe et au Japon.
• Le coût des systèmes d’électrolyse installés va d’environ 750 $/kW en Chine à 2 000–2 500 $/kW ou plus en Europe et en Amérique du Nord. Les auxiliaires, l’ingénierie et l’inflation l’ont empêché de baisser aussi vite que le prévoyaient les projections antérieures.

Pour combler l’écart, il faut une électricité bien en dessous de 30 $/MWh, un fort taux d’utilisation et des électrolyseurs moins chers, ou à défaut une tarification du carbone et des subventions. Le crédit d’impôt à la production américain (45V) verse jusqu’à 3 $/kg pour l’hydrogène le plus propre, même si la législation de 2025 l’a limité aux projets dont la construction commence avant 2028. Lors de son premier tour, l’enchère de la Banque européenne de l’hydrogène s’est conclue à des primes d’environ 0,4 à 0,5 EUR/kg. Vous pouvez vérifier la composante électrique pour la source d’électricité prévue avec le calculateur de LCOE.

Usages et échelle de l’hydrogène

Le raffinage du pétrole (hydrocraquage et désulfuration, environ 40 % de la demande) et l’ammoniac pour les engrais (environ un tiers) représentent la majeure partie de la demande actuelle, suivis du méthanol et de la réduction directe du fer (DRI) pour l’acier. Remplacer l’hydrogène gris dans ces usages constitue le premier marché évident, puisque les infrastructures et les acheteurs existent déjà.

L’échelle de l’hydrogène (Hydrogen Ladder) de Michael Liebreich, très citée, classe les nouveaux usages selon la compétitivité de l’hydrogène propre face aux alternatives :

• Les plus pertinents : ammoniac et engrais, raffinage, méthanol, acier vert par réduction directe (projets comme HYBRIT et Stegra en Suède), stockage réseau de longue durée et e-carburants pour le transport maritime et l’aviation, y compris l’ammoniac comme carburant marin.
• Débattus : poids lourds longue distance, chaleur industrielle haute température, stockage saisonnier d’électricité.
• Les moins pertinents : voitures particulières, chauffage domestique et véhicules légers. Ici, pompes à chaleur et véhicules à batterie utilisent l’énergie deux à quatre fois plus efficacement que la voie hydrogène.

Stockage et transport

L’hydrogène est l’élément le plus léger. Il porte beaucoup d’énergie par kilogramme mais peu par volume : environ 3 kWh par mètre cube normal, à peu près un tiers du gaz naturel. Les options : compression à 350–700 bar pour les véhicules ; liquéfaction à −253 °C, qui consomme environ 10 à 13 kWh/kg (environ 30 à 40 % de son PCI) ; stockage en cavité saline, la solution de masse la moins chère là où la géologie le permet (utilisée depuis des décennies au Texas et à Teesside) ; conversion en ammoniac (17,6 % d’hydrogène en masse, facile à liquéfier) ou en vecteurs organiques liquides (LOHC) pour le transport maritime ; et pipelines, neufs ou reconvertis depuis le gaz naturel. Sur terre, les pipelines sont de loin le moyen le moins cher de transporter de gros volumes. Le transport maritime sous forme d’ammoniac ajoute de lourdes pertes de conversion.

Foncier, eau et matériaux

L’électrolyseur lui-même est compact : une installation de 100 MW tient sur quelques hectares. Le foncier va aux centrales renouvelables qui l’alimentent. Produire 1 Mt d’hydrogène par an demande environ 50 à 55 TWh d’électricité, soit à peu près la production de 20 à 25 GW de solaire dans une région ensoleillée. La consommation d’eau atteint environ 9 kg par kg de H2 en théorie et 10 à 15 litres par kg en pratique, ce qui reste modeste. Dans les pôles d’exportation arides, le dessalement d’eau de mer ajoute bien moins de 1 % au coût de l’hydrogène. Les matériaux critiques sont l’iridium et le platine pour le PEM, le nickel pour l’alcalin, et les terres rares et la zircone pour la SOEC.

Émissions de CO2 sur le cycle de vie

La majeure partie des émissions de l’hydrogène vert sur son cycle de vie vient de la construction de la centrale renouvelable et de l’électrolyseur. Avec une électricité éolienne ou solaire à 10–40 g CO2e/kWh (annexe III du GIEC AR5 WGIII ; CEE-ONU 2021) et 52 kWh/kg, l’intensité sur le cycle de vie avoisine 0,5 à 2 kg CO2e par kg de H2. À titre de comparaison :

• L’hydrogène gris issu du vaporeformage du méthane émet environ 9 à 12 kg CO2e/kg, émissions de méthane en amont comprises.
• L’hydrogène bleu va d’environ 1,5 à plus de 6 kg CO2e/kg, selon le taux de captage et les fuites de méthane en amont.
• L’électrolyse sur le réseau, avec une électricité moyenne à 400 g CO2e/kWh, produit environ 20 kg CO2e/kg, pire que l’hydrogène gris. C’est pourquoi les règles européennes exigent l’additionnalité et une corrélation temporelle et géographique avec la production renouvelable.

Les fuites comptent aussi. Sand et al. (2023) estiment le potentiel de réchauffement global de l’hydrogène à environ 12 sur 100 ans et environ 37 sur 20 ans, par ses effets indirects sur le méthane, l’ozone et la vapeur d’eau stratosphérique. Des fuites de quelques pour cent sur une future chaîne d’approvisionnement effaceraient une partie du bénéfice.

Sûreté et impacts environnementaux

L’hydrogène brûle sur une large plage de concentrations (4 à 75 % dans l’air), s’enflamme avec très peu d’énergie et produit une flamme presque invisible. À l’air libre, il monte et se disperse vite, ce qui réduit certains risques, mais en intérieur il s’accumule sous les toits. Il fragilise certains aciers, un souci pour les pipelines reconvertis. Les vecteurs ammoniac apportent leurs propres risques de toxicité, et la combustion de l’ammoniac émet des NOx et du N2O. L’industrie maîtrise bien ces risques aujourd’hui ; la difficulté sera de le faire dans des contextes nouveaux et plus dispersés.

Perspectives

Les ambitions dépassent de loin les investissements. Selon la Global Hydrogen Review 2024 de l’AIE, les projets annoncés pourraient fournir près de 50 Mt par an d’hydrogène bas carbone d’ici 2030, mais seuls quelques pour cent de ce volume avaient atteint la décision finale d’investissement. La puissance d’électrolyse installée dans le monde avoisinait 1,4 GW fin 2023, et l’AIE s’attendait à environ 5 GW fin 2024. La puissance d’électrolyse ayant atteint la FID a à peu près doublé en un an pour arriver à environ 20 GW, la Chine en prenant la plus grosse part. Parmi les projets phares : NEOM en Arabie saoudite (environ 2 GW d’électrolyse pour l’exportation d’ammoniac) et de grands projets alcalins au Xinjiang et en Mongolie-Intérieure.

La croissance devrait surtout se concentrer sur la demande existante d’ammoniac et de raffinage, l’acier vert et les carburants maritimes, sur des sites où l’éolien et le solaire sont exceptionnellement bon marché et, idéalement, où existent déjà pipelines ou ports. À surveiller : le coût des électrolyseurs, les contrats d’achat et les règles de certification. Les régions bien dotées en soleil et en vent apparaissent sur la carte du potentiel solaire et la carte du potentiel éolien, et la comparaison des technologies met l’hydrogène en regard des autres options.