Quelle place pour l’hydrogène dans la transition énergétique ?

Le 4 mai 2020 | 377 vues | Innovation & prospective

Temps de lecture estimé : 11 min 30

L’hydrogène est tour à tour présenté comme un levier essentiel de la transition énergétique vers une économie décarbonée et comme une lubie technologique qui présente trop de contraintes pour être réellement pertinent. Cet article vous permettra d’y voir plus clair sur les dernières évolutions de cette filière prometteuse de la transition énergétique en Occitanie. Présentation des atouts, des défis et du rôle de l’hydrogène dans la transition énergétique à l’échelle de l’Occitanie, de la France et du monde.

L’hydrogène, c’est quoi au juste ? Rapide rappel des fondamentaux.

L’hydrogène n’est pas, à proprement parler, une source d’énergie. L’hydrogène est à la fois l’élément atomique le plus abondant de l’univers, mais n’est que rarement présent sous sa forme pure sur terre. On le retrouve principalement dans les molécules d’eau, mais également dans les hydrocarbures.

Il convient de parler de l’hydrogène comme un vecteur énergétique et non d’une source d’énergie primaire (comme le soleil, le vent ou le pétrole par exemple). La fascination pour l’hydrogène dans l’énergie s’explique par ses caractéristiques particulières :

  • C’est un gaz à haute densité énergétique : un kg d’hydrogène renferme 3 fois plus d’énergie qu’un kg d’essence et de gazole, et 2,5 plus que le gaz. Un véhicule à hydrogène équipé d’une pile à combustible (permettant de transformer l’hydrogène en électricité) peut ainsi parcourir environ 500 km avec seulement 5 kg d’hydrogène. Un véhicule électrique a besoin d’une batterie de plusieurs centaines de kg pour assurer la même autonomie.
  • La combustion de l’hydrogène ne génère que de la vapeur d’eau
  • de nombreux procédés permettent aujourd’hui de produire de l’hydrogène à partir de sources d’énergie décarbonées : via l’électrolyse utilisant de l’électricité renouvelable, de vaporeformage de biométhane ou encore de la gazéification de charbon de bois
  • l’hydrogène constitue un vecteur énergétique gazeux facilement stockable et transportable, par exemple en le réinjectant directement dans les réseaux de gaz existants (à hauteur de 5 à 20 % en volume maximum). En effet, le réseau de gaz français permet de stocker jusqu’à 140 TWh d’énergie. Des cavités salines pourraient également être utilisées pour stocker de l’hydrogène pur.
  • en associant l’hydrogène avec du CO2, le processus de méthanation permet de produire du méthane et des carburants de synthèse, qui peuvent à terme substituer le gaz et les carburants fossiles.
  • utilisé directement ou sous forme de gaz et carburant de synthèse, l’hydrogène permet ainsi de couvrir l’ensemble des besoins énergétiques, de l’électricité à la mobilité, en passant par la chaleur, sans oublier son utilisation, aujourd’hui prédominante, dans les processus industriels.

Selon l’Agence Internationale de l’Energie, environ 70 millions de tonnes d’hydrogène sont produits actuellement dans le monde chaque année. A 95 %, cette production est réalisée par vaporeformage de gaz naturel et de charbon, générant 830 millions de tonnes de CO2, soit l’équivalent des émissions annuelles de CO2 du Royaume-Uni et de l’Indonésie. Cet hydrogène est utilisé à 44 % pour le raffinage du pétrole (conversion pétrole brut et désulfuration de l’essence et du gazole) et à 38 % pour la production d’ammoniac, le reste étant destiné à la fabrication de produits chimiques (méthanol, amines, eau oxygénée, etc.).

L’hydrogène, véritable « couteau suisse » pour la décarbonation de l’économie

L’hydrogène présente de nombreuses applications potentielles pour répondre aux défis de la transition énergétique. Parmi celles-ci, deux attirent aujourd’hui particulièrement l’attention : l’amélioration de la flexibilité des systèmes électriques pour permettre l’intégration d’une part croissante d’énergies renouvelables à production variable (éolien et photovoltaïque) ; et son utilisation dans la mobilité, qui pourrait potentiellement se substituer aux carburants fossiles dans de nombreux secteurs, du transport routier (véhicules particuliers, poids lourds), aux trains, en passant par le fret maritime et même l’aviation.

Compenser la variabilité de la production d’électricité éolienne et photovoltaïque

Les filières éoliennes et photovoltaïques connaissent aujourd’hui un développement rapide en Europe et dans le monde, compte tenu de la réduction drastique de leurs coûts de production[i]. L’intégration de cette production variable (en fonction des conditions météo) n’est pas sans poser de nouveaux défis pour la stabilité des systèmes électriques. A titre d’exemple, la part renouvelable a atteint 52 % de la production d’électricité au Portugal en 2018 (dont 24 % issus de l’éolien et du photovoltaïque). En Allemagne, les renouvelables ont atteint quasiment 40 % de la production d’électricité en 2018. Et les capacités cumulées de l’éolien (59 GW) et du photovoltaïque (45 GW) dépassent déjà très largement la pointe maximale de consommation (85 GW).

Le power-to-gas améliore la flexibilité des systèmes électriques

Dans ce contexte, l’hydrogène pourrait à l’avenir jouer un rôle majeur pour améliorer la flexibilité du système électrique, au travers des technologies de power-to-gas. Concrètement, il s’agit d’absorber la production électrique excédentaire (lorsque l’offre dépasse la demande) pour alimenter des électrolyseurs qui produisent l’hydrogène. Celui-ci peut ensuite être valorisé tel quel (injection dans le réseau de gaz ou via des véhicules avec pile à combustible) ou être transformé en gaz de synthèse via le procédé de méthanation, avec la possibilité de réutiliser ce gaz comme stockage intersaisonnier, permettant de produire de l’électricité lorsque le vent et le soleil font défaut.

Plus de 130 démonstrateurs de la technologie power-to-gas ont été recensés en Europe en 2018 (dont plus de 60 en Allemagne).[i] Ces installations concernaient des puissances limitées jusque-là (de l’ordre de quelques kW à 1 MW pour le plus grand démonstrateur français, Jupiter 1000), mais la filière avance rapidement. En Allemagne, 2 projets de 100 MW ont récemment été annoncés, avec une mise en service prévue pour 2022.  Ces évolutions laissent à penser que l’hydrogène jouera un rôle majeur pour la flexibilité du système électrique européen et la décarbonation des autres vecteurs énergétiques (chaleur, mobilité) à l’horizon 2050. Pour la France, l’étude de l’Ademe sur les trajectoires de mix électrique 2020-2060 évoque un potentiel des technologies de power-to-X (incluant la production de chaleur et d’hydrogène) de 55 à 105 TWh de consommation d’électricité pour 2050, potentiel qui pourrait même atteindre 200 TWh d’électricité sous des conditions économiques favorables, représentant des capacités d’effacement compris entre 15 et 45 GW.

L’hydrogène dans la mobilité décarbonée

La mobilité hydrogène reste encore au stade de démonstrateur aujourd’hui. Mais dans la perspective de la neutralité carbone, elle pourrait à l’avenir devenir une brique importante pour décarboniser l’ensemble des transports. Les scénarios d’utilisation de l’hydrogène sont multiples, et il convient de le voir comme un complément à la mobilité électrique, plutôt que comme une alternative.

Une solution innovante pour le fret maritime et routier 

L’hydrogène dispose d’une importante densité énergétique. Associé à la pile à combustible, l’hydrogène pourrait ainsi devenir une solution de référence pour les véhicules nécessitant une grande autonomie[i]. L’infrastructure de recharge pourrait également se limiter à un nombre réduit de stations. Le fret maritime présente ainsi une application potentielle, tout comme le fret routier.

Développer la mobilité hydrogène en Occitanie

Les flottes captives constituent un autre scénario d’utilisation pertinent. C’est le point de départ du projet Hyport initié par la région Occitanie et lauréat de l’appel à projet national « Territoires d’Hydrogène ». Hyport vise à développer la production et les infrastructures d’hydrogène vert pour déployer les services de mobilité hydrogène dans les zones aéroportuaires de Toulouse-Blagnac et de Tarbes.

Les trains à hydrogène représentent une solution adaptée pour remplacer des lignes pour lesquelles l’électrification serait trop compliquée ou onéreuse. L’Occitanie accueillera ainsi les premiers trains à hydrogène de France, produits par Alstom à Tarbes. Enfin à plus long terme, au-delà des usages directs via des piles à combustible, la production d’hydrogène décarboné constituera la première brique pour produire du gaz et des carburants de synthèse, utilisables pour les véhicules équipés pour le gaz naturel véhicule ou encore l’aviation.

Une filière industrielle à haut potentiel

Le développement d’une filière industrielle autour de l’hydrogène vert répond à des enjeux industriels, climatiques et énergétiques de première importance. Selon une étude McKinsey, le marché de l’hydrogène et de ses applications pourrait atteindre plusieurs milliers de milliards de dollars à l’horizon 2050. A l’échelle de la France, une étude de l’association française pour l’hydrogène et les piles à combustible évoque 12 milliards d’euros de chiffre d’affaires et 45 000 emplois pour l’industrie française en 2030, dont 6,5 milliards à l’export.

L’hydrogène, nouvelle priorité pour la transition énergétique française

En 2018, la France a lancé son premier plan national de déploiement de l’hydrogène pour la transition énergétique. Ce plan prévoit :

  • De porter la part de l’hydrogène décarboné à 10 % de la consommation industrielle (900 000 tonnes) en 2023, et à 20 à 40 % en 2028, en instaurant un système de traçabilité et de valorisation de l’hydrogène « vert ».  
  • De développer les solutions de mobilité hydrogène pour les véhicules lourds routiers, les bateaux, les trains et l’aéronautique.
  • De soutenir le développement d’écosystèmes expérimentaux dans les territoires, au travers d’appels à projets, dotés de 100 millions d’euros par an sur 5 ans.
  • D’accompagner la maturation industrielle, pour réduire le coût d’investissement des électrolyseurs à moins de 400 € par kW (contre 1000 euros aujourd’hui) et le coût de production de l’hydrogène vert à moins de 2 euros par kg (plus de 4 €/kg actuellement) d’ici 2028.

L’Occitanie, première région française à se doter d’une stratégie globale hydrogène

L’Occitanie, consciente des enjeux autour de la filière hydrogène, a été la première Région française à adopter en 2018 une stratégie globale pour le déploiement de l’hydrogène (HyDéO). Cette stratégie, animée par l’Agence régionale de l’innovation AD’OCC s’est concrétisée à travers le lancement du plan régional « Hydrogène Vert » en mai 2019. Doté de 150 millions d’euros, ce plan porte l’ambition de générer 1 milliard d’euros d’investissements dans la filière hydrogène en Occitanie d’ici 2030.

Ce plan comprend notamment les objectifs suivants à l’horizon 2024 :

  • Développer les trains à hydrogène avec l’acquisition de 3 rames Régiolis (33 millions d’euros investis dès 2019)
  • Réaliser 20 stations de production et distribution d’hydrogène vert
  • Construire l’usine de production d’hydrogène « Lucia » à Port-la-Nouvelle ainsi que deux électrolyseurs industriels dans le cadre du projet HyPort (Blagnac et Tarbes)
  • Financer l’acquisition de 600 véhicules hydrogène (lourds, utilitaires et légers)

A l’horizon 2030, ce plan prévoit en plus :

  • La construction de 2 usines de production d’hydrogène vert
  • La réalisation de 55 stations de production / distribution d’hydrogène vert
  • La construction de 10 électrolyseurs
  • Et l’acquisition de 3 250 véhicules hydrogène

La viabilité économique, talon d’Achille de l’hydrogène vert ?

La viabilité économique : une équation difficile, mais présentant de bonnes perspectives d’avenir

L’équation économique de la filière de l’hydrogène vert reste encore difficile aujourd’hui. En l’état des choses, l’hydrogène vert produit à partir de l’électrolyse d’électricité renouvelable coûte environ deux fois plus cher que l’hydrogène conventionnel extrait par vaporeformage de combustibles fossiles. L’analyse économique de la viabilité de l’hydrogène vert est par ailleurs complexe, en raison des nombreux paramètres à considérer. En effet les coûts dépendent :

  • Du coût d’investissement des électrolyseurs, actuellement compris autour de 900 à 2000 € par kW. Le potentiel d’innovation et les économies d’échelles réalisées pour de grandes installations (10 à 100 MW) laissent espérer une réduction des coûts pour atteindre 400 € par KW à l’horizon 2035 (étude de l’Ademe).
  • Du coût de la matière première (et notamment de l’électricité) utilisée : les coûts de production diffèrent sensiblement selon que l’électricité est disponible à un prix très bas voire nul (offre excédentaire) ou à un coût moyen supérieur à 50 euros par MWh.
  • De la durée d’utilisation annuelle des équipements : l’importance des coûts d’investissement dans le coût de production varie fortement à la baisse avec un taux d’utilisation important (supérieur à 3000 heures dans l’année, soit un facteur de charge d’environ 35 %).
    La combinaison de ces deux facteurs (coût de l’électricité et durée d’utilisation) impose de trouver un compromis entre : l’activation des électrolyseurs aux seuls moments de production excédentaire sur le réseau et la volonté de maximiser le taux d’utilisation, y compris à des prix d’électricité plus élevés.
  • De la distribution des unités de production : pour les usages diffus d’utilisation de l’hydrogène industriel, le transport représente aujourd’hui un facteur de coût très important (augmente le coût par kg de 2 jusqu’à 20 € par kg). Dans ce cas, des unités d’électrolyseurs décentralisés pourraient rapidement devenir compétitives.
  • Et enfin, du prix carbone, qui influence fortement la compétitivité de l’hydrogène vert vis-à-vis des solutions conventionnelles (voir ci-dessous le schéma de l’étude Ademe)
Source : ATEE

Des défis techniques et de ressources à prendre en compte

La question des rendements constitue un autre enjeu technique pour viabiliser la filière hydrogène. Selon le type d’électrolyseur, les rendements actuels sont compris entre 65 et 80 % (et jusqu’à 90 % pour un démonstrateur du CEA). Ils baissent à environ 55 % en prenant en compte l’étape supplémentaire de transformation en gaz de synthèse. A plus long terme, l’innovation dans les procédés et la valorisation de la chaleur générée par le processus pourrait permettre d’atteindre un rendement global supérieur à 90 %. Les nouveaux procédés de fabrication d’hydrogène, fonctionnant à haute température et haute pression, permettent en effet d’économiser l’étape de la compression. Celle-ci peut être responsable de jusqu’à 15 % de la dépense énergétique de production de l’hydrogène. En raison de sa très faible densité, l’hydrogène doit être fortement compressé pour être stocké dans des volumes raisonnables : à 700 bars, 5 kg d’hydrogène occupent un volume d’environ 140 litres. Ces pressions importantes, associées à la volatilité de l’hydrogène, ne sont pas sans poser des défis pour la réalisation des réservoirs de stockage en matière de résistance et d’étanchéité

Les matières nobles, nouveau frein pour le développement de l’hydrogène ?

Historiquement, les piles à combustible consommaient d’importantes quantités de platine en tant que catalyseur. Néanmoins, les progrès de la technologie ont déjà permis de réduire substantiellement ces besoins, aujourd’hui compris autour de 30 grammes pour une pile à combustible de 100 kW. De nouvelles technologies sont actuellement à l’étude, visant à remplacer le platine par du graphène, du cobalt et même du Goretex, plus connu en tant que couche imperméabilisante pour les vêtements techniques de montagne.

En conclusion : l’hydrogène vert combine un potentiel colossal, à condition de surmonter les défis techniques et économiques

Sans pour autant représenter une technologie « miracle », capable de sauver à elle seule la transition énergétique, l’hydrogène vert reste une brique indispensable pour la décarbonation de l’économie. Son intérêt s’explique en premier lieu par ses multiples usages. L’hydrogène vert permet de répondre aux enjeux de compensation de la variabilité de la production d’électricité renouvelable. En complémentarité avec la mobilité électrique, il constitue une solution pour décarboner tous les types de mobilité directement ou via la transformation en carburants de synthèse. Elle peut également produire de la chaleur (directement ou en tant que co-produit de l’électrolyse) pour les besoins industriels et les bâtiments.
Enfin, les politiques de soutien et la recherche et développement resteront indispensables pour exploiter ce potentiel à l’horizon 2030. Les deux enjeux majeurs sont :

  • D’atteindre des réductions de coûts importantes pour viabiliser la technologie
  • De mettre en place un signal-prix carbone élevé et crédible à long terme pour inciter l’ensemble des acteurs à investir massivement dans ce secteur


[i] Dans son rapport sur l’avenir de la filière hydrogène, l’Agence Internationale de l’Energie estime ainsi que les véhicules à pile à combustible deviendront rapidement compétitifs par rapport aux véhicules électriques à batterie pour des autonomies allant au-delà de 500 km.


[i] Récemment, une tribune de Naxitis parue dans ActuEnvironnement évoquait un prix record pour le solaire photovoltaïque au sol de 15€ par MWh atteint au Portugal (57 € par MWh en France, moins de 50 € par MWh en Allemagne). De nombreux projets éoliens offshore lauréats d’appels d’offres au Royaume-Uni et en Allemagne affichent des coûts inférieurs au prix de marché et ne demandent plus de subventions. L’éolien terrestre atteint aujourd’hui un coût de 55 à 63 € par MWh en Allemagne et en France. 


[i] Un article du blog EnergyStream de décembre 2018 évoque le chiffre de 70 démonstrateurs en Europe, hors Allemagne. En Allemagne, 62 projets ont été recensés (dont 35 en exploitation), pour une puissance cumulée de plus de 300 MW.