Quelle place pour l’hydrogène dans les systèmes énergétiques?

DUFOIX Mathieu - MASTRANGELO Jean-François - VALMAGE François

08 Mars 2004

Sommaire

Sommaire

Introduction

1 La production d’hydrogène

1.1 Les technologies thermochimiques de production

1.1.1 Le vaporeformage du gaz naturel

1.1.2 L’oxydation partielle

1.1.3 Le reformage autotherme

1.1.4 La gazéification du charbon

1.1.5 La gazéification et la pyrolyse de la biomasse

1.2 La décarbonisation et la séquestration du CO2

1.3 La production à partir du nucléaire

1.4 La production par électrolyse

1.5 Les procédés photolytiques

1.5.1 Le procédé photobiologique

1.5.2 La photoélectrolyse

2 Le stockage et la distribution de l’hydrogène

2.1 Le conditionnement physique et chimique

2.1.1 La purification

2.1.2 La liquéfaction (LH2)

2.1.3 La compression (CGH2 compressed gas hydrogen)

2.2 Le stockage

2.2.1 Le stockage classique

2.2.2 Les matériaux poreux

2.2.3 Les hydrures métalliques

2.2.4 Un champ de recherche : le stockage haute pression dans des « microsphères »

2.3 Le transport de l’hydrogène

2.4 L’approvisionnement du client

2.4.1 L’approvisionnement pour le transport

2.4.2 L’approvisionnement dans les autres secteurs que le transport

2.5 Le bilan énergétique de la distribution

3 Les Applications de l’hydrogène

3.1 La Pile à Combustible

3.1.1 Le fonctionnement de la PAC

3.1.2 Le rendement de la PAC

3.2 Les différentes utilisations

3.2.1 Le mobile

3.2.2 Le stationnaire

3.2.3 Le portable

4 Les filières de l’hydrogène

4.1 L’Analyse du Cycle de Vie

4.1.1 Le principe général du LCA

4.1.2 La méthodologie et la nomenclature

4.2 L’exemple du transport : l’hypothèse optimiste

4.2.1 Les caractéristiques des véhicules

4.2.2 Les pertes d’énergie : Energy use

4.2.3 Les émissions de gaz à effet de serre : GHG Emissions

4.2.4 Conclusion de l’hypothèse optimiste

4.3 L’exemple du transport : la problématique du coût

4.3.1 Le coût du « Puits au Réservoir »

4.3.2 La consommation du véhicule

4.3.3 Les leviers évoqués

4.4 L’exemple du transport : l’hypothèse pessimiste

4.4.1 L’Analyse du Cycle de Vie de l’IFP

4.4.2 Les leviers évoqués les plus récents

5 Les technologies critiques et la dynamique d’émergence de l’hydrogène

5.1 L’analyse de court terme (2010)

5.2 L’analyse de moyen terme (2020)

5.3 L’analyse de long terme (après 2020)

Conclusion

Bibliographie

Liens Internet

Introduction

L’hydrogène, si on peut dire, déchaîne les passions tant du côté des scientifiques que du côté des industriels. Certains voient, en effet, en lui la solution ultime pour tous les problèmes environnementaux et énergétiques à venir, tandis que d’autres estiment qu’il ne s’agit que d’une vaine espérance, les retombées probables ne pouvant intervenir que dans minimum un siècle.[1]

Pour y voir plus clair sur ce sujet, il est à noter que l’hydrogène est un vecteur énergétique et non une énergie primaire, comme l’est par exemple l’électricité. Il est donc nécessaire de posséder des technologies capables de le produire. Il en existe plusieurs, existantes et en cours de recherche, comme celles basées sur les combustibles fossiles, le nucléaire ou encore les énergies renouvelables. Ensuite, vient le stockage et le transport, et enfin l’utilisation finale. Cette dernière peut concerner tant le transport de toute sorte, que les besoins domestiques en chaleur et en électricité. Ainsi, certains parlent à ce sujet d’une  éventuelle « civilisation de l’hydrogène ». En outre, le stockage, le transport et l’utilisation terminale de l’hydrogène se font toujours sans émissions de gaz à effet de serre.

On comprend donc pourquoi l’hydrogène a le vent en poupe du côté des filières nucléaires et renouvelables qui permettent une production sans émissions. Elles pourraient en effet ne plus se cantonner au marché de l’électricité mais toucher par exemple le marché automobile. Ceci serait également le cas pour la filière charbonnière, même si celle-ci est productrice de dioxyde de carbone dans son procédé de production d’hydrogène : la production de CO2 serait centralisée au niveau de la production et des mécanismes de séquestration pourraient être mis en œuvre. Quant aux lobbies pétroliers et aux constructeurs automobiles, ils sont, bien entendu, dubitatifs envers ce possible remplaçant de la filière classique du transport routier.

Nous avons donc essayé, au travers de ce rapport, de synthétiser à tous les stades de la filière tant les certitudes et doutes technologiques que les perspectives économiques. Ainsi, la question de la production de l’hydrogène sera tout d’abord présentée, viendront ensuite le problème du stockage et du transport, et celui de l’utilisation finale. Enfin, les deux dernières parties aborderont successivement l’analyse du cycle de vie et la dynamique d’émergence de la filière hydrogène.

1 La production d’hydrogène

Le choix des méthodes de production changera selon la disponibilité de la matière de base ou de la ressource, la quantité d'hydrogène exigée et la pureté souhaitée de l'hydrogène. Les chercheurs et les industriels développent un éventail de processus pour produire l'hydrogène de manière économiquement et écologiquement satisfaisante. Ces processus peuvent être séparés en quatre groupes de technologies :

- les technologies thermochimiques ;

- les technologies nucléaires ;

- les technologies électrolytiques ;

- les technologies photolytiques.

Toutes les ressources d’énergies, renouvelables et non-renouvelables, sont envisagées pour permettre la production d’hydrogène, qui doit à terme permettre la satisfaction de la demande en énergie sans peser sur le futur environnemental de notre planète. Les sous-parties qui suivent étudient les différentes techniques de production énoncées, la seconde sous-partie présentant particulièrement la décarbonisation et la séquestration du dioxyde de carbone.

1.1 Les technologies thermochimiques de production

La production d'hydrogène à partir de carburants fossiles est aujourd’hui la plus répandue, mais elle ne pourrait constituer une solution à long terme au vu de la durée de vie limitée de ces carburants (cf. schéma précédent). Elle pourrait donc seulement constituer une solution à moyen terme. De plus cette technique génère du CO2. Actuellement, 48% de l’hydrogène mondiale est produit à partir du gaz naturel, 30% du pétrole (la plupart du temps consommée dans les raffineries), 18% du charbon, et le 4% restant provient de l'électrolyse de l'eau.[2]

On distingue cinq processus au sein des technologies thermochimiques de production : le vaporeformage du gaz naturel, l'oxydation partielle, le reformage autotherme, la gazéification du charbon et le reformage de la biomasse.

1.1.1 Le vaporeformage du gaz naturel

Le gaz naturel contient en majorité du méthane, mais contient aussi du CO2 et du soufre. Ce dernier doit être d'abord éliminé avec la désulfuration. Le procédé de vaporeformage se sépare alors en deux réactions : la première est la réaction du méthane avec l'eau qui produit du CO et de l'hydrogène, la seconde est la réaction de Water Gas Shift entre l'eau et le CO qui produit du CO2 et du H2.

Principe du vaporeformage

La première réaction du reformage a lieu vers 800-900°C pour une pression de 25 bars, celle-ci donne un gaz riche en CO et en H2 contenant aussi du CO2.

Il faut ensuite éliminer le CO, pour cela on utilise les réactions de High Temperature et de Low Temperature Shift vers 400 et 200°C. On obtient alors un gaz avec essentiellement H2, CO2, H2O, un peu de CO et du CH4.

Cette étape est suivie d'une dernière purification du gaz : la Pressure Swing Adsorption (PSA) permet d'obtenir de l'hydrogène pur à 99,99%. On peut également purifier le mélange avec des procédés cryogéniques, soit par refroidissement dans des échangeurs, ce qui permet d'obtenir H2 avec 2 à 5 % de CO, soit par méthanation. Dans ce dernier cas, on élimine d'abord une grande partie du CO2 en le faisant réagir avec une solution d'hydroxyde de Sodium (NaOH) : le CO2 se dissout alors sous forme d'ions carbonates. Le CO et le CO2 restant réagissent ensuite avec H2 en formant du méthane.

Ces procédés sont aujourd’hui bien maîtrisés, des unités produisant de 20 à 100.000 m3/h existant déjà. Question prix, tout dépend de celui du gaz naturel et des coûts d'investissement Pour les petites installations, les coûts les plus importants seront les coûts d'investissement, et pour les grosses installations, il s’agira du coût de la matière première. Enfin, d’après le site de l’EERE en 2003, le coût de ce procédé pourrait à terme baisser de 25 à 30%.

1.1.2 L’oxydation partielle

L'oxydation partielle est également un processus de production maîtrisé, il s'agit de la réaction entre un carburant (gaz naturel, hydrocarbures légers, voire le charbon) et de l'oxygène. Suite à la présence de monoxyde de carbone, celle-ci est suivie d’une purification du gaz. De plus, à l’image du processus de production précédent, on assiste au départ à une purification du carburant qui contient à la base du soufre, du CO2 et du CO.

Enfin, les scientifiques développent actuellement un réacteur à membrane en céramique qui permettrait la séparation simultanée de l'oxygène de l'air et des produits de l'oxydation partielle des matières possibles. S’il est réussi, ce processus pourrait avoir comme conséquence la production améliorée de l'hydrogène comparativement aux unités conventionnelles de reformage.[3]

1.1.3 Le reformage autotherme

Le reformage autotherme est une combinaison de l’oxydation partielle et du vaporeformage, le carburant étant mélangé avec de l'air et de l'eau. L'oxydation partielle étant exothermique, il y a dégagement de chaleur qui est utilisée ensuite par le vaporeformage, réaction endothermique. Au final, il n’y a pas besoin d'apporter de chaleur. S’en suit également une purification par les réactions de Water Gas Shift. On atteint une très bonne efficacité et plusieurs carburants peuvent être utilisés : le gaz naturel, le méthanol ou des hydrocarbures.

1.1.4 La gazéification du charbon [4]

Cette technique fut la source principale de production d’hydrogène avant le reformage, mais elle n'est aujourd’hui plus qu’utilisée en Afrique du Sud et en Chine. Elle n'est en effet intéressante que lorsque les prix du pétrole et du gaz sont trop élevés. Cependant, progressivement ce processus de production révèle de l'importance : il y a co-production d’électricité, d’hydrogène et de carburants liquides. Concernant le principe, il y a mélange du charbon avec de l'eau et de l'air à 1000°C et sous haute pression, ce qui permet d’obtenir un gaz contenant en majorité du CO et de l'hydrogène. L’élimination du monoxyde de carbone se fait grâce à la réaction de Water Gas Shift, le CO2 formé étant ensuite dissous.

1.1.5 La gazéification et la pyrolyse de la biomasse

Des recherches sont entreprises actuellement par le département américain de l’énergie pour tenter de produire de l’hydrogène via de la biomasse en utilisant des procédés de gazéification et de pyrolyse.[5]

Les techniques de traitement de la matière végétale sont semblables à celles qui sont utilisées pour les combustibles fossiles. En utilisant les résidus et les pertes agricoles, ou la biomasse spécifiquement développée pour des usages d'énergie, de l'hydrogène peut être produit par l'intermédiaire de la pyrolyse ou de la gazéification.

La pyrolyse de la biomasse produit un produit liquide appelé bio-huile, qui, comme le pétrole, contient une gamme étendue de composants qui peuvent être séparés pour donner des produits chimiques et des carburants utilisables.

Cependant, à la différence du pétrole, la bio-huile contient un nombre significatif de composants oxygénés fortement réactifs dérivés principalement des hydrates de carbone et de la lignine. Ces composants peuvent être transformés en produits, y compris l'hydrogène. Ces stratégies de coproduction sont conçues pour produire simultanément des produits chimiques à forte valeur, comme les résines phénoliques, et de l'hydrogène. Enfin, il est important de noter que tout ceci n’est encore qu’à l’état de recherche.

1.2 La décarbonisation et la séquestration du CO2 [6]

La présentation précédente de la production d’hydrogène à partir de matières fossiles a montré la nécessité d’un besoin en énergie. Les rendements d’efficacité sont environ de 72% à partir du gaz, 76% à partir du pétrole, et de 60% à partir du charbon. Cependant, par unité de chaleur produite, plus de CO2 est produit en faisant de l’hydrogène à partir de combustible fossile qu’en brûlant le combustible fossile directement.

Ainsi, la décarbonisation seule des carburants n’atténuera pas l’augmentation de rejet de dioxyde de carbone dans l’atmosphère. Une possibilité de matières fossiles « propres » résiderait dans la capture et la séquestration du CO2. Les réservoirs de séquestration incluent les océans, la flore, les sols, les gisements épuisés de gaz naturel et de pétrole, les couches aquifères salines profondes, les filons houillers et les carbonates minéraux solides. De plus, l’avantage principal de la séquestration est sa compatibilité avec les infrastructures existantes de gisement de combustible fossile.

La séquestration par la flore et par les sols n’exige pas la localisation d’unités de production ou plus de carburant, mais la capacité naturelle d’absorber le CO2 est limitée. La prise de CO2 se produit pendant la croissance de la matière organique, lorsque la réaction nette de photosynthèse-respiration est vers la droite : hv + CO2 + H2O -> CH2O + O2. Les données historiques de CO2 et les modèles impliquent une absorption de carbone par la forêt aujourd’hui de 1 à 3 milliards de tonnes (GtC) par année, mais certains modèles montrent un renversement « from sinks to sources » à long terme lorsque le réchauffement planétaire augmentera la respiration des sols. Les approches biologiques de séquestration à plus long terme incluent l’enterrement des arbres pourris sous terre et l’enfouissement des résidus agricoles en mer profonde. La capture de CO2 par l’hydroxyde de calcium aqueux Ca(OH)2 dans des eaux peu profondes, avec la reprise du dioxyde de carbone par chauffage de CaCO3 pour produire du CaO et du CO2, a aussi été proposée. Cette réaction, la calcination, est une étape principale dans la fabrication du ciment à partir du calcaire, la cassure de la liaison Ca-CO2 nécessitant un apport substantiel d’énergie.

En outre, la séquestration à plus long terme du CO2 en  mer profonde a été étudiée. Pour un scénario donné d’émission, les captures par les océans peuvent sensiblement diminuer les niveaux atmosphériques maximaux de CO2, bien que, dans tous les cas, ils rendent par la suite de nouveau du CO2 à l’atmosphère. La réémission et les effets du pH pourraient être diminués en accélérant l’altération du carbonate minéral qui neutraliserait l’acidité océanique ainsi produite. Un processus de capture d’une grande portée est la réaction du CO2 avec la serpentine de minerai. Celle-ci permet de séquestrer le carbone comme solide dans des « briques » de carbonate de magnésium, le temps caractéristique de rejet par la suite étant de l’ordre des temps géologiques. Enfin, étant donné que tout ceci est encore à l’état d’ébauche, des investissements substantiels de recherches sont nécessaires dès aujourd’hui pour rendre ces technologies disponibles à temps.

1.3 La production à partir du nucléaire [7]

Une autre possibilité de production d’hydrogène réside dans le nucléaire. Depuis quelques années, des chercheurs étudient des réacteurs nucléaires dits de 4e génération. Non seulement plus sûrs, ils permettront une moindre consommation de combustible nucléaire, une production plus faible de déchets mais également en plus de la fourniture d’électricité, la production d’hydrogène. Les rendements devraient être de l'ordre de 50 %. Aujourd’hui, une dizaine de pays travaillent sur cette innovation technologique : la France, les USA, le Japon, le Royaume-Uni, la Suisse, l’Afrique du Sud, l'Argentine, le Brésil, le Canada et la Corée du Sud. En outre, au total, six nouvelles technologies de réacteur sont à l’étude : un réacteur refroidi avec de l'eau supercritique, un réacteur à neutrons rapides à refroidissement avec au choix sodium liquide ou alliage de plomb liquide, un réacteur à gaz à très haute température et un réacteur à sels fondus. Le CEA a choisi de retenir en particulier le réacteur à gaz à haute température (1100°C), noté VHTR. Le haut niveau de température permet la décomposition de l'eau en hydrogène et en oxygène. S’agissant du Japon et des USA, ils se tournent plutôt vers le réacteur à refroidissement au sodium liquide. Néanmoins, cette technologie ne serait commercialement disponible que vers 2030-2040. Quant au  projet ITER de fusion nucléaire également productrice d’hydrogène, ses retombées ne sont attendues que pour la fin du siècle.

1.4 La production par électrolyse

Jusqu'aux années 50, l’électrolyse de l'eau était utilisée pour la production d'hydrogène et d'oxygène. Aujourd’hui, l'électrolyse fournit seulement un petit pourcentage de l'hydrogène du monde, lequel est fourni aux applications qui exigent de petits volumes d'hydrogène de grande pureté.

Désormais, l'électrolyse est associée à une future utilisation des énergies renouvelables. Cela pourrait être intéressant au vu de la non-simultanéité de la production par ces procédés avec les besoins des industriels et des individus. Une autre possibilité réside dans l’utilisation de l'électricité produite par des centrales nucléaires, et plus particulièrement lors des heures creuses. L'hydrogène permettrait ainsi le stockage de l'électricité sous forme chimique, et une réutilisation ultérieure lorsque les besoins se font sentir. En outre, le rendement de l'électrolyse est en pratique de l’ordre de 65%, bien que, théoriquement, il est possible d’atteindre 80 ou 85%. Enfin, étant donné le prix élevé de l’électricité, le coût de l’électrolyse est bien supérieur à celui du reformage. Ainsi, afin d’augmenter la rentabilité du processus, il faudrait une électricité à plus faible coût.

Fonctionnement de l’électrolyse

Du point de vue de la réaction électrochimique, il s’agit de la réaction inverse à celle qui a lieu dans une pile. La cellule électrolytique est formée de deux électrodes, une cathode et une anode, d'un électrolyte et d’un générateur de courant. L’électrolyte est soit une membrane polymère échangeuse de protons soit une membrane céramique conductrice d’ions oxygène.

Dans le cas d'une membrane échangeuse de protons, les réactions sont les suivantes :

- à l'anode, des électrons sont formés suite à l’oxydation de l'eau en oxygène et en protons (oxydation)

H2O -> 2H+ + 2 e- + 1/2O2

- à la cathode, les protons, passés à travers la membrane, se réduisent avec les électrons pour donner de l'hydrogène (réduction)

2H+ + 2 e- -> H2

Ainsi, grâce à du courant, l'eau est dissociée en hydrogène et en oxygène. Etant donné que l'enthalpie de dissociation de l’eau est de 285kJ/mole, il faut nécessairement un apport d'énergie électrique. Le potentiel théorique correspondant est de 1.48V à 25°C, mais pratiquement, il s’agit plutôt d’un potentiel entre 1.7 et 2.3 V, ce qui correspond aux rendements cités ci-dessus.

1.5 Les procédés photolytiques [8]

1.5.1 Le procédé photobiologique

Certains microbes photosynthétiques produisent, au cours d’activités métaboliques, de l'hydrogène à partie d’énergie solaire. En utilisant des catalyseurs, le rendement de production d'hydrogène a pu atteindre 24%. De nombreux espoirs résident dans le procédé photobiologique, mais celui-ci devra surmonter, pour être efficace, la limitation de la sensibilité des enzymes vis-à-vis de l’oxygène. Les chercheurs tentent de résoudre ce problème en recherchant des organismes naturels qui soient plus tolérants envers l'oxygène. Une autre solution réside dans la création de nouvelles formes génétiques d’organismes végétaux qui puissent continuer à produire de l’hydrogène en présence d'oxygène. Un nouveau système de commutateur métabolique est également développé afin de créer un cycle entre une phase photosynthétique de croissance et une phase de production d'hydrogène.

1.5.2 La photoélectrolyse

Une autre option prometteuse pour le long terme est la photoélectrolyse. Ici, la lumière solaire agit sur une cellule photoélectrochimique, qui, immergée dans l'eau, produit des bulles d'hydrogène et d'oxygène. Les avantages de ce processus direct de production résident dans la suppression des coûts de l'électrolyseur et dans l'augmentation possible de l'efficacité globale du processus.

En effet, avec un rendement de 12% pour la pile photovoltaïque à silicium, multiplié par un rendement de 65% pour l’électrolyseur, on obtient pour un mécanisme indirect de production d’hydrogène un rendement de 7,8%. Le même rendement de pile photoélectrochimique donne, d’après des tests, un rendement total possible pour la pile photoélectrochimique de 10,2%, ce qui donne un gain total de 30%. Enfin, la plus importante barrière technologique pour ce procédé réside dans la fabrication de semi-conducteurs d’une part stables dans un milieu hydrique et électrolyte, et d’autre part capables d’absorber les photons solaires.

2 Le stockage et la distribution de l’hydrogène

2.1 Le conditionnement physique et chimique [9]

2.1.1 La purification

a) La purification en amont

Définition

Il s’agit de la purification des éléments permettant la production d’hydrogène. Elle permet d’éliminer en partie les poussières, les composés soufrés et les composés acides. L’objectif de la recherche actuelle est la constitution d’unités de purification décentralisées. Le filtre ZnO est une possibilité, qui doit être approfondie.

Techniques

Coûts estimés

Il n’est pas possible d’évaluer les coûts de purification de façon globale, car ils dépendent fortement des procédés utilisés, des matières premières et de la qualité voulue.

b) La purification en aval

Définition

Le but est de séparer les composés type CO, H2O, O2, NH3 et CO2 du gaz hydrogène produit.

Techniques

	Techniques
Procédés catalytiques[10] : pour le CO	CO + H2O -> CO2 + H2
	méthanisation sélective (CO + 3 H2 -> CH4 + H2O)
	oxydation sélective (CO + 1⁄2 O2 -> CO2)
Membrane	Utilisation des capacités de transmission des membranes, différentes selon les espèces chimiques. La plus efficace : membrane au Palladium, et Ag/Pd. Utilisation dans les industries chimiques et microélectroniques
Adsorption	pressure swing adsorption (PSA). L’hydrogène est contraint de passer à travers un filtre actif au carbone. Procédé discontinu, à cause du nettoyage du filtre.
	temperature swing adsorption process (TSA), pour l’élimination du CO2, H2S, COS, H2O, O2, NH3 et Hg
	Hydrure métallique : élève la pureté de deux ordres de grandeur

Coûts estimés

Les coûts des procédés catalytiques sont raisonnables, mais les autres méthodes sont très onéreuses. Aussi, les procédés actuellement en recherche sont :

• Petits purificateurs pour unités décentralisées, afin de réduire les coûts pour les procédés de membrane et d’hydride métallique. Solutions possibles : membrane céramique, ou amélioration du filtre palladium.
• Intégration de la purification et du stockage par les mêmes matériels.

2.1.2 La liquéfaction (LH2) [11]

Définition

L’hydrogène est produit sous forme gazeuse, et à pression faible. La liquéfaction consiste à faire passer l’hydrogène de sa phase gazeuse à sa phase liquide. Cette forme de conditionnement présente l’avantage de conditionner l’hydrogène sous une forme « énergétique », c’est-à-dire que l’énergie disponible dans un volume donné est importante : chaque litre de LH2 correspond à 2,36 kWh d’énergie. Toutefois, la liquéfaction présente un inconvénient majeur : elle est coûteuse en énergie. En effet, sous pression atmosphérique, H2 n’est liquide qu’en dessous de 20 K. Même en augmentant préalablement la pression (ce qui est déjà gourmand en énergie) de façon à augmenter la température de liquéfaction, cette dernière reste très basse. Amener l’hydrogène à cette température sera donc coûteux.

Techniques utilisées

Technique Joule Thomson : Elle consiste en une succession d’échanges de chaleur. L’hydrogène subit des compressions, suivies de phase(s) d’expansion, soit irréversibles (utilisation d’une valve), ou partiellement réversibles via l’utilisation d’un expanseur. Il y a habituellement six étapes d’échange de chaleur (les échangeurs sont refroidis à l’azote liquide). Les expansions sont réalisées au moyen d’une valve Joule-Thomson.

Procédés magnétocaloriques : Ils consistent à transformer de l’ortho-hydrogène en para-hydrogène (jusqu’à une concentration de 95%). Le para-hydrogène à une énergie plus faible, ce qui permet d’obtenir de l’hydrogène liquide dont la température est de 21 K sous p=1 bar.

Ces deux techniques sont combinées. Elles permettent aux unités de liquéfaction actuellement en service de produire entre 3 et 60 tonnes d’hydrogène liquide par jour.

Coûts estimés

Coûts de structure : Les unités de production de LH2 coûtent de l’ordre de la dizaine de millions d’euros à la construction.

Coûts de fonctionnement : Produire un litre de LH2 (correspondant à 2,36 kWh d’énergie) coûte 0,9 kWh d’électricité. En outre, 45 L d’eau sont utilisés, ainsi qu’une petite quantité d’azote, essentiellement pour le refroidissement des échangeurs.

A court terme (quelques années), la consommation d’électricité pourrait être réduite de 25%, et, en tout cas, tomber facilement sous la barre des 0,8 kWh par litre de LH2. A plus long terme, l’amélioration de l’efficacité des procédés magnétocaloriques permettrait de tomber à 0,35 kWh par litre de LH2 pour certaines usines d’exploitation commerciale.

2.1.3 La compression (CGH2 compressed gas hydrogen) [12]

Définition

La compression est plus aisée à mettre en œuvre que la liquéfaction. Elle consiste à porter l’hydrogène à une pression supérieure à la pression atmosphérique. Cependant, à une pression de 200 ou 350 bars et à température ambiante moyenne (soit 293 K), la densité de l'hydrogène est très inférieure à celle de l'hydrogène liquide.

		Densité	Energie disponible
LH2 20 K, 1 bar		71,1 kg.m^-3	2802,5 kWh.m^-3
CGH2 293 K	1 bar	0,0827 kg.m^-3	3,26 kWh.m^-3
	200 bar	14,49 kg.m^-3	571 kWh.m^-3
	350 bar	23,66 kg.m^-3	932,6 kWh.m^-3

Technique

Compression par le travail d’un moteur : Il s’agit de la technique utilisée pour le gaz naturel. Le matériel est exactement le même.

Le travail nécessaire à une compression isotherme est :

avec    = 4124 J.kg^-1.K^-1, constante caractéristique de l’hydrogène gazeux

T, la température (en K)

, le facteur de correction pour H2 avec

p₂, le niveau de pression final

p₁, le niveau de pression initial

Habituellement, la pressurisation est effectuée par étapes. La première peut être court-circuitée si l’hydrogène a été produit par électrolyse haute pression. Les surcoûts d’un tel électrolyseur sont donc partiellement compensés par l’économie de la première mise sous pression.

Estimation des coûts

Coûts de structure : Le matériel de compression du gaz naturel peut être facilement adapté à l’hydrogène ; les dimensionnements utiles sont déjà disponibles. Les coûts de structure sont donc réduits.

Coûts de fonctionnement : D’après la relation entre le travail et le niveau de compression, la pression initiale domine. Ainsi, comprimer de 1 à 10 bars demande autant d’énergie que de 10 à 100.

		Energie disponible	Coût
LH2 20 K, 1 bar		2802,5 kWh.m^-3	900 kWh.m^-3
CGH2 293 K p1=1bar	p2=1 bar	3,26 kWh.m^-3	0 kWh.m^-3
	p2=200 bar	571 kWh.m^-3	176 kWh.m^-3
	p2=350 bar	932,6 kWh.m^-3	340 kWh.m^-3

2.2 Le stockage [13]

2.2.1 Le stockage classique

Définition

Le stockage classique correspond à l’utilisation de réservoirs, comme pour le gaz naturel, dans des conditions de température et de pression déterminées.

Techniques

	Stock immobilisé	Stockage mobile
CGH2	Techniques de stockage pour le gaz naturel utilisables. Grande échelle : stockages dans des poches souterraines, nappes, mines ou grottes. Petite échelle : Stockage externe dans des ballons sphériques, bouteilles en acier, de 2 à 50 L, pression de 20 MPa	Techniques développées pour le gaz naturel utilisables pour l’hydrogène. Contenance : 50 L à 400 L. Stockage entre 200 et 300 bars.
LH2	Jusqu’à 100 L, même technologie que l’hélium liquide. Il existe aussi une « super » isolation avec du refroidissement continu.	Les réservoirs sont constitués de 200 à 300 films isolants. Les réservoirs de bus sont constitués de trois réservoirs « elliptical cross section », chacun avec une contenance de 190 L ; densités d’énergie : 4 kWh.kg^-1 environ.
	Capacité : de 1500 L à 75000 L. Réservoirs avec isolation « perlit vacuum » ou « vacuum powder » .

Estimation des coûts

Coûts de structure : L’ordre de grandeur du prix d’un réservoir est le millier d’euros. Il varie selon le matériau.

Coûts de fonctionnement : Ce sont les coûts de l’évaporation. Ils varient de 0,4 à 1% par jour.

Il faut aussi ajouter les coûts indirectement générés par le stockage ; ce sont par exemple les coûts dus au poids (et au volume !) du réservoir embarqué sur un véhicule. Les réservoirs ont en effet une masse importante (~ 500 kg à vide pour une autonomie de 500 à 800 km). Pour une même quantité d'hydrogène, le volume de stockage peut être réduit en augmentant la pression mais cette augmentation entraîne un accroissement de l'épaisseur des parois et donc du poids du réservoir vide.

Pour surmonter ces inconvénients, les recherches actuelles portent sur :

• les matériaux composites, résistants et légers ;
• les propriétés d'adsorption de matériaux poreux carbonés ou de composés métalliques.

2.2.2 Les matériaux poreux

Les matériaux poreux comme les charbons actifs sont constitués par des microcristaux de graphite. Ces cristaux sont enchevêtrés et forment des pores, de diamètre nanométrique. Les atomes d’hydrogène ont la propriété d’interagir avec les atomes de carbone : ils s’adsorbent sur le graphite. A 293 K et sous 1 bar, la densité des atomes adsorbés au voisinage d’une surface de graphite est 10 fois supérieure à la densité de l'hydrogène aux mêmes température et pression. Or, dans les matériaux poreux, la surface de contact entre le graphite et la lumière du pore est très grande. Elle atteint le millier de m2 par gramme. Un matériau poreux peut donc constituer un mode de stockage de l’hydrogène gazeux. En effet, la masse d'hydrogène pouvant y être adsorbée est d’environ 40 kg.m-3, soit la densité du CGH2 à 293 K sous 400 bars.

Ce mode de stockage est plus efficace à basse température, car l’agitation thermique y est réduite, ce qui augmente la densité des atomes d’hydrogène au voisinage des parois des pores. Le gain de capacité de stockage est ainsi de l'ordre de 100 % à 77 K et de 50 % à 150 K.

Exemple : les nanotubes : Ce sont des cylindres de graphite. Le stockage y est avantageux à 150 K et 50 bar, mais le gain n’est pas significatif à 293 K et sous 200 bar.

2.2.3 Les hydrures métalliques

Définition

Certains métaux (V, Pd, …) ou composés (AB_n avec A correspondant à Y, Zr ou un lanthanide, et B un métal de transition) peuvent adsorber de façon réversible de l'hydrogène en grande quantité, et à pression et température ambiantes. En effet, la densité d'hydrogène dans un hydrure, représentant couramment 1,5 kWh.L^-1, peut dépasser celle de LH2. Le stockage dans les hydrures présente aussi l’avantage d’offrir une grande sécurité. Toutefois, le poids de l’hydrogène stocké représente moins de 7% du poids total du dispositif. De plus l'hydrogène adsorbé doit être très pur pour ne pas détériorer les propriétés adsorbantes du matériau. Enfin, selon l’AFH2, « il faut tenir compte des effets thermiques liés à l'hydruration (adsorption ou remplissage) et à la déhydruration (désorption ou vidage). L'hydruration est fortement exothermique (~ 150 kJ/kg) et la chaleur produite nécessite d'être évacuée. A l'inverse la déhydruration est endothermique et nécessite un apport de chaleur. Les températures de la réaction d'hydruration sont typiquement situées entre 300 et 650 K à des pressions de 0,1 à 10 MPa. Des protocoles ont été proposés pour l'utilisation des hydrures à bord de véhicules où on se sert de la chaleur produite par le fonctionnement du moteur pour la désorption, l'adsorption devant cependant s'accompagner d'un refroidissement du réservoir. »

Coûts estimés

Le prix des métaux et des alliages est élevé et à l’heure actuelle prohibitif à toute utilisation à grande échelle.

2.2.4 Un champ de recherche : le stockage haute pression dans des « microsphères »

Des sphères de verre (diamètres de moins de 100 microns) peuvent supporter des pressions allant jusqu’à 1000 MPa : elles permettraient une grande densité de stockage.

2.3 Le transport de l’hydrogène

Définition

Les besoins de transport de l’hydrogène varient avec son mode de production. Une production décentralisée, sur le lieu d’utilisation, ne demande que peu de transport. Il pourra prendre la forme d’un transfert sous forme gazeuse par gazoduc. Au contraire, une production centralisée en grande quantité nécessite un acheminement vers le lieu d’utilisation. Ainsi, l’hydrogène est acheminé vers les stations services comme les produits pétroliers provenant des raffineries. Dans ce dernier cas, l’état liquide est mieux adapté au transport par la route, ou le chemin de fer ou voie d’eau. Dans tous les cas, le transport de l’hydrogène entraîne une dépense d’énergie significative.

Techniques

	Dispositif mobile	Dispositif immobile
CGH2	Camion ou train, dans des bouteilles en acier sous 20 Mpa, quelques milliers de litres.	Réseaux de gazoducs[14] (pression de quelques MPa)
LH2	Camions de 5000 l. Bateaux	Quelques réseaux d’environ 40 km, aux USA

2.4 L’approvisionnement du client

2.4.1 L’approvisionnement pour le transport [15]

Les installations de distribution dépendent du mode de stockage de l’hydrogène à bord du véhicule : gaz comprimé, gaz liquéfié ou hydrures métalliques.

a) Les réservoirs à CGH2

Le transfert au client se fait par différence de pression (la réserve est maintenue à une pression de 5 MPa au dessus de celle du réservoir). Cependant, lors du remplissage du réservoir, un échauffement se produit, ce qui entraîne une dilatation du gaz. Une fois refroidi, la pression du gaz aura diminué et la quantité délivrée sera inférieure à celle initialement prévue. Plusieurs solutions sont possibles :

- surdimensionner les équipements ;

- refroidir l’hydrogène avant son entrée dans le réservoir.

Une autre solution consiste à remplacer le réservoir vide par un réservoir préalablement rempli.

b) Les réservoirs à LH2

Les solutions imaginées sont assez proches de celles du CGH2.

c) Les réservoirs hydrures métalliques

L’hydruration (remplissage) est exothermique, ce qui exige un refroidissement De plus, c’est un processus lent. Un remplacement de réservoir serait donc une meilleure solution.

2.4.2 L’approvisionnement dans les autres secteurs que le transport [16]

Une production centralisée nécessiterait un transport de quantités massives d’hydrogène ; une production décentralisée paraît plus adaptée. Dans ce cas, l’approvisionnement est moins problématique.

2.5 Le bilan énergétique de la distribution [17]

Récapitulatif des pertes énergétiques

		Unités centralisées	Unités décentralisées
Conditionnement Stockage	Compression entre 20 et 80 MPa	10 à 15 %
	Liquéfaction	30 %	150 %
	Hydrures	20 à 50 %
Transport	Camions	100 % pour 500 km
	Gazoducs	1 à 4 %
	Sur place		40 à 75 %

Production centralisée : L’hydrogène doit être transporté le moins possible et en évitant la route. Toutefois, pour les grosses quantités, le transport de LH2 est possible. Dans tous les cas, c’est le gazoduc qui est la meilleure solution.

Production décentralisée : La dépense relativement importante en énergie amène à privilégier les énergies renouvelables.

3 Les Applications de l’hydrogène

Cette troisième partie complète la chaîne de l’hydrogène, entamée avec sa production et son transport. Dans un premier temps, nous décrivons la Pile à Combustible que nous avons retenue comme convertisseur de l’hydrogène en énergie utilisable. Puis dans un second temps, nous expliciterons les différentes utilisations qui sont prévues : mobiles, stationnaires et portables.

3.1 La Pile à Combustible

3.1.1 Le fonctionnement de la PAC

L’hydrogène étant seulement un vecteur énergétique, il est nécessaire de le transformer au bout de la « chaîne ». La Pile à combustible est l’outil de transformation que nous privilégions dans cette étude. Découverte en 1839, les PAC ont connu un nouvel essor avec le développement des programmes spatiaux de la deuxième moitié du XXème siècle. Depuis les années 1990, elles sont examinées avec grand intérêt par les industriels.

Comme toute Pile, la PAC convertit de l’énergie chimique en énergie électrique. Le combustible considéré est l’hydrogène qui est fourni en continu, ce qui peut permettre d’obtenir du courant de façon continue.

L'un des intérêts de la pile à combustible réside dans le fait que les températures sont d'un plus faible niveau que dans les turbines ou les moteurs à combustion. En ce qui concerne le carburant, le méthanol peut aussi être utilisé dans les piles à méthanol, mais leurs performances restent pour le moment inférieures à celles des piles à hydrogène. Pour utiliser des combustibles type méthane ou autres alcools, il faut des températures de fonctionnement bien plus élevées: 800 à 1000°C. La réalisation de piles fonctionnant à de telles températures est problématique, on entend souvent dire que l’hydrogène est le « combustible idéal » pour la PAC.

Une cellule élémentaire est constituée de 3 éléments : deux électrodes, un électrolyte. Les deux électrodes sont séparées par l'électrolyte. A l'anode, on amène le combustible, et la cathode est alimentée en oxygène ou plus simplement en air, enrichi ou non en oxygène.

Principe élémentaire d'une pile et aperçu extérieur

Les réactions

Dans le cas d'une pile hydrogène-oxygène, on a l’oxydation de l'hydrogène à l'anode selon:

H₂    2 H⁺ + 2 e-     électrolyte acide

H₂ + 2 OH^-    2 H₂O + 2 e-     électrolyte basique

Il s'agit d'une réaction catalysée. L'atome d'hydrogène réagit en libérant deux électrons, qui circulent dans le circuit électrique qui relie l'anode à la cathode.

A la cathode, on assiste à la réduction cathodique, également catalysée, de l'oxygène selon:

1/2 O₂ + 2 H⁺ + 2e-       H₂O      électrolyte acide

1/2 O₂ + H₂O + 2e-       2 OH^- électrolyte basique

Le bilan donne donc : H₂ + 1/2 O₂ H₂O + chaleur.

Cette réaction est exothermique : à 25°C, l'enthalpie libre de la réaction est de -237 ou -229 kJ/mol selon que l'eau formée est liquide ou gazeuse. Ceci correspond à des tensions théoriques de 1,23 et 1,18 V. Cette tension dépend aussi de la température. On aura compris que la Pile à Combustible correspond à l’inverse exact du principe de l’électrolyse qui est présenté en première partie.

3.1.2 Le rendement de la PAC

Le travail récupérable correspond au déplacement des électrons dans le circuit extérieur. Il est égal à :

avec E_a et E_c les potentiels à l'anode et à la cathode.

Thermodynamiquement, le rendement de la pile est égal au rapport entre le travail électrique récupérable et  l'enthalpie de la réaction :

On a déjà vu que ce travail était égal à :

ce qui en exprimant le travail en fonction de l'enthalpie et de l'entropie donne

Pour une pile H2/O2 à 25°C, le rendement théorique est de 83% ou 95% selon que l'eau est liquide ou gazeuse.

Dans la réalité, il existe toujours des phénomènes d'irréversibilité des réactions : on vient de voir entre autres que les surtensions baissent le niveau de la tension théoriquement récupérable. Le rendement réel est donc inférieur à ce rendement thermodynamique idéal.

Citons plusieurs causes de baisse de rendement :

- Baisse de rendement due aux surtensions

Il y a en effet des surtensions aux électrodes et de résistance dans l'électrolyte. Le catalyseur utilisé, l'état des électrodes, l'utilisation de l'air au lieu d'oxygène pur ainsi que les conditions de température et de pression ont une influence déterminante sur la dissociation de l'hydrogène et de l'oxygène ainsi que sur les échanges au niveau de la zone de triple contact.

- Rendement faradique

Ce rendement tient compte du nombre d'électrons effectivement obtenus par mole de carburant présent. Pour l'hydrogène, on a en général un rendement de 1 (c'est à dire 2 électrons par mole d'hydrogène).

- Rendement matière

Ce rendement concerne l'utilisation des réactifs au niveau des électrodes. En effet, dans une pile, chaque ensemble "membrane-électrodes" doit être alimenté de manière identique, ce qui suppose un même débit et des pressions partielles identiques

- Rendement système

Que ce soit dans des applications mobiles ou stationnaires, une pile ne fonctionne pas seule : des composants périphériques sont nécessaires. Il s'agit du compresseur, du système de contrôle, des échangeurs de chaleur, du système de reformage (désulfuration, réformeur, échangeur, purification des gaz). Ces composants ont une consommation qui vient baisser le rendement.

- Rendement général de la pile

Le rendement de la pile est le produit de tous les rendements vus précédemment:

Exemple :

 Considérons une pile PEMFC fonctionnant à 80°C avec de l'hydrogène avec une tension de 0,7 V pour 350 mA/cm². Le rendement théorique "rev" est de 0,936, le rendement "électrique" de 0,60, le rendement faradique de 1, le rendement matière peu être pris égal à 0,9, et le rendement système est de 0,8. Ceci donne un rendement total de 40,4%.

3.2 Les différentes utilisations

3.2.1 Le mobile

Les moyens de transport jouent un rôle essentiel dans la promotion de l’hydrogène auprès des industriels et des politiques. En effet, l’industrie automobile est concernée par une alternative depuis les crises pétrolières, tandis que certains lobbies environnementalistes y voient une possibilité de réduire les émissions de gaz polluant. L’option « Hydrogène » serait donc de doter les voitures de moteurs électriques alimentés par une PAC. L’utilisation des PAC est avantageuse sur plusieurs plans : il n’y a que de l’eau émise par le pot d’échappement, le véhicule est moins bruyant et le rendement est plus efficace que les moteurs à explosion. Cette dernière affirmation mérite d’être traitée en détail dans le 3.3) sur les aspects de « cycle de vie ».

Voitures

Il s’agit de l’enjeu industriel majeur en ce qui concerne le marché du transport. Les grandes entreprises développent des tests avec des véhicules à Pile à Combustible. L’Allemagne est à la pointe avec DaimlerChrysler, Opel et Ford. Les calendriers sont d’ores et déjà tenus puisque DaimlerChrysler veut mettre à la vente une Classe A à PAC à l’horizon 2005. Néanmoins, la concurrence du méthanol subsiste encore, et le principal obstacle est l’absence de toute infrastructure de diffusion de l’hydrogène comparée à la présence du réseau de stations-services.

Transports en commun

Le secteur des transports en communs est aussi visé. L’industriel allemand MAN a programmé un modèle de bus pour la ville de Berlin équipé de la PAC. De même DaimlerChrysler désire tester des cars « Nébus » en service normal pour les prochaines années.

Camions, Ferroviaire, Navires

En fait, on peut trouver des modèles à Pile à Combustible, donc impliquant l’hydrogène, pour presque n’importe quel moyen de locomotion. L’utilisation de l’hydrogène pour les camions n’a pas connu de réel développement, en partie à cause de l’efficience du Diesel sur les longues distances. Comme nous l’avons cité, le développement le plus exploré est celui des transports en commun urbains, car ces véhicules ont un trajet bien défini (ravitaillement facile) et une limitation quotidienne de leur kilométrage. De la même manière, les bateaux qui manoeuvrent dans les zones urbaines tels les ferries pourraient baisser leurs émissions. L’absence de son et de vibrations offrirait un agrément supplémentaire.

La Pile à Combustible utilisée pour la propulsion sera la PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cells) : elle seule satisfait aux critères de rapidité, de niveau de température... L'hydrogène est par définition le meilleur pour alimenter la pile à combustible. Pour le moment, il ne peut être stocké que sous forme gazeuse (haute pression : de 300 à 700 bars) ou liquide (à - 253°C). Mais ces formes de stockage sont insuffisantes en termes de densité gravimétrique et volumétrique. L'utilisation de l'hydrogène nécessite dans tous les cas la mise en place de l'infrastructure de production, de transport et de distribution avec par exemple des stations service (où l'hydrogène pourrait être obtenu par reformage du gaz naturel). Mais si l'hydrogène devait être utilisé, on se retrouverait face au problème de l'oeuf et de la poule: qui doit être introduit en premier, les véhicules à PAC ou l'infrastructure nécessaire?

D'ici là, il sera sans doute nécessaire d'utiliser un carburant intermédiaire (essence, méthanol, éthanol...) dont on obtiendra de l'hydrogène par reformage à l'intérieur du véhicule. Dans le même ordre d’idées, les véhicules hybrides qui sont à l'honneur avec la Prius de Toyota et l'Insight de Honda, peuvent constituer une transition vers les véhicules à hydrogène. Le principe de ces véhicules est simple: il combine les caractéristiques des voitures électriques et des voitures à essence. On a en fait deux sources d'énergie pour la traction : le moteur traditionnel thermique à essence et le moteur électrique alimenté par des batteries.

L’application à l’industrie automobile est donc porteuse d’enjeux énormes mais n’est pas sans poser de problèmes. D’un point de vue pratique, les constructeurs tablent sur 15 à 20 ans pour que ces véhicules atteignent une part de marché intéressante. Mais avec près de 60 millions de nouveaux véhicules vendus chaque année, les 20 à 25 % espérés sont loin dêtre négligeables. La condition première reste l’abaissement des coûts : le prix du kilowatt est aujourd'hui de 6000 euros. Selon des spéacialistes, il faudrait qu'il soit de l'ordre de 50 euros (300 francs), ce qui passe peut-être par une « révolution technologique ».

3.2.2 Le stationnaire

Les applications stationnaires sont les plus diversifiées parmi les applications des piles : cela tient à plusieurs choses:

- un large spectre de puissance du kW à plusieurs MW ;

- des applications allant de l'approvisionnement d'électricité à la cogénération en passant par la génération de vapeur ou de froid ;

- divers types de piles possibles.

On peut distinguer la production décentralisée - avec en particulier les applications stationnaires de faible puissance (résidentiel, secours...) ainsi que la cogénération de moyenne puissance (quelques centaines de kW) - et la production centralisée d'électricité sans valorisation de la chaleur.

a) La production décentralisée

Des piles de faible puissance peuvent être placées dans des habitations, sites isolés, bâtiments administratifs... Ces applications stationnaires mettant en jeu soit un apport exclusif d'électricité (systèmes de secours ou de sécurité), soit de la cogénération (production simultanée d'électricité et de chaleur), sont l'une des possibilités qui pourrait le plus vite déboucher sur le marché. Les puissances types sont de l'ordre du kW. Parallèlement, d'autres prototypes de moyenne puissance de l'ordre de quelques centaines de kW ont été installés aux USA, au Japon et en Europe. Il s'agit là en général de cogénération pour alimenter des sites industriels ou des réseaux de chaleur. Les unités de plus d' 1 MW restent encore rares à l'heure actuelle.

Le marché stationnaire décentralisé est relativement vaste puisqu'il concerne les applications domestiques comme industrielles ou le secteur tertiaire. Les applications domestiques concernent un particulier ou un secteur résidentiel avec chauffage central collectif (l'électricité mais aussi la chaleur produite par ce dispositif sont compatibles aux besoins d'une maison : chauffage, eau chaude, piscine ou réfrigération). Les applications industrielles sont dirigées vers la moyenne industrie ou les PME (électricité, vapeur, eau chaude...).
Le secteur tertiaire est aussi concerné pour des bâtiments spécifiques type administratifs, hôpitaux, piscines, maisons de retraite, centres commerciaux... ainsi que les applications de secours ou de sécurité servant à alimenter des systèmes sensibles (banque..).

Dans un marché en constant changement (ouverture à la concurrence) et face à une demande croissante en électricité, les piles à combustible représentent des sources de production d'énergie délocalisée très intéressantes. Elles peuvent constituer une solution dans le cas de lieux isolés où il est difficile ou même coûteux, d'installer des lignes électriques (site classé, montagne ...). Les piles à combustible pourraient assurer une distribution fiable et indépendante des intempéries et même permettre une économie dans le coût de transport et d'installation. Ce n'est peut être pas aussi vrai en France dont la production d'électricité est plus tournée vers le nucléaire et donc centralisée, mais d'autres pays se tournent vers d'autres choix. Des pays aussi gigantesques que les Etats Unis ont besoin de production délocalisée.

La pile à combustible se révèle intéressante pour les besoins simultanés en électricité et en chaleur, voire en froid puisque à la fois chaleur et électricité sont produits par les piles. Mais on peut aussi envisager des demandes soit uniquement en électricité ou en chaleur ou distinguer selon que les besoins dominants seront en électricité ou en chaleur. Les deux étant produits par une pile (dans un ratio dépendant du type de pile), il est possible de revendre la chaleur et consommer l'électricité (ou inversement), consommer les deux ou bien consommer une partie de la chaleur et de l'électricité produites et revendre le surplus à un tarif convenu avec un fournisseur d'énergie.

La pile à combustible offre un meilleur rapport électricité - chaleur que ces concurrents dans le domaine (moteurs, micro turbines...). Cependant, les coûts sont encore bien trop élevés pour que les piles puissent actuellement avoir une pénétration conséquente dans le marché stationnaire car leurs concurrents ont des coûts de revient beaucoup plus bas.
Les coûts d'investissement se situent actuellement entre 3500 et 10000 Euro/kW (pile, auxiliaires et production d'hydrogène) et on estime qu'ils devraient passer à moins de 1000 Euro/kW.

Les coûts de maintenance ainsi que la durée de vie des composants restent encore des inconnues. Il faut tenir compte de la possibilité ou non de revendre le surplus d'électricité au réseau, et à quel prix. A ces difficultés d'ordre économique s'ajoutent les problèmes purement technologiques tel que leur durée de vie, l'empoisonnement du catalyseur, la réalisation de plusieurs cycles départ/arrêt successifs sans dommages... Quant au bilan environnemental, il semble globalement favorable aux piles à combustible : les émissions de CO2 et de NOx seraient inférieures à celles de leurs concurrentes.

b) La production centralisée

Parmi les types de production d'électricité, on peut trouver pour les piles différents types d'application : les applications de secours, la production d'appoint reliée ou non au réseau ou une production centralisée d'électricité. Les piles à combustible dépassent rarement la taille d'1 MW, cependant des études sont faites sur des centrales de plusieurs centaines de MW. Celles-ci pourraient ainsi remplacer les centrales thermiques trop polluantes. Cependant seules les piles "haute température", c'est à dire les MCFC et SOFC sont adaptées à de telles applications : on peut en effet leur adjoindre une turbine à vapeur ou à gaz (voire les deux derrière une SOFC) et ainsi produire de l'électricité avec un rendement très élevé: des rendements de plus de 70% sont annoncés. De même que les installations de cogénération, ces systèmes peuvent servir à la production décentralisée d'électricité. De construction modulaire, avec de faibles nuisances sonores, ces installations peuvent être installées près des utilisateurs.

3.2.3 Le portable

Téléphones et ordinateurs portables

En mars 2003, des piles à combustible pour portables ont été présentées à un salon pour l'informatique à Hannovre : une des premières occasions pour les piles de se montrer hors des salons spécialisés. Toshiba, Masterflex et Smart Fuel Cell ont présenté leurs prototypes au public. Si 2003 sera une année de présentation des prototypes, 2004 semble celle annoncée du lancement des piles pour les applications portables, si l'on en juge par les annonces faites par les constructeurs.

Les piles à combustible peuvent être de toutes les tailles grâce à leur modularité : de moins d'1 Watt à plusieurs MW, ce qui permet la création de piles de très petite taille ne comportant que quelques cellules et ayant une petite surface. Les piles de petites taille ont en effet de réelles chances dans un marché d'appareils électroniques en constante croissance : téléphones portables, ordinateurs, camescopes, agendas électroniques. D'où l'intérêt des industriels pour les piles d'une puissance entre 0.1 et 10 Watts. Tous ces appareils portables souffrent actuellement de leur faible autonomie : il est nécessaire de les recharger régulièrement. Au contraire, avec une pile à combustible, l'autonomie ne dépend que de la taille du réservoir de carburant (hydrogène ou méthanol) : il est ainsi possible de recharger une batterie assurant la fourniture d'électricité.

Parmi les différents types de piles, deux seulement sont suceptibles d'avoir des applications portables : il s'agit des PEMFC et DMFC. Ces deux piles sont caractérisées par leur faible température de fonctionnement, entre 60 et 80°C, ce qui diminue les problèmes de gestion thermique. Le principal défi est la miniaturisation des piles : du point de vue architecture, la micro pile devra donc soit être une version réduite des PEMFC et DMFC actuellement développées, soit être radicalement différente. En effet certains, comme le CEA, s'orientent sur des pistes différentes: en se basant sur les techniques de la micro-électronique, ils créent une pile constituée d'éléments faits avec de nouveaux matéraux (membrane en polyimides sulfonés ou électrodes en mélange polymère conducteur avec du platine) et empilés (sous forme de couches minces de quelques microns) sur un substrat de silicium.

Le marché des appareils électroniques portables est en continuelle expansion : il ne concerne pas seulement les ordinateurs portables, les téléphones ou les assistants de poche, mais aussi tous les jeux de poche, les systèmes d'alarme, des appareils de camping, voire des appareils individuels de santé. Un téléphone portable consomme en moyenne 1 W en conversation, et 50 mW en veille. Un ordinateur portable a besoin d'environ 10 W. Aux attentes en termes de puissance et de prix, s'ajoutent la nécessité de pouvoir recharger ces appareils de façon simple et rapide et surtout de leur assurer une autonomie plus importante que celle qu'ils ont actuellement. D'autant que la consommation de ces appareils risque d'augmenter dans les années à venir avec la multiplication des fonctionnalités : internet sur les portables... La réponse à ce besoin pourrait donc se faire rapidement avec l'apparition des micro-piles.

Par rapport aux batteries, les piles ont des densités d'énergie de 3 à 5 fois plus élevées, ce qui multiplie par autant la durée d'autonomie des appareils. Autre avantage des piles : elles n'ont pas besoin d'être rechargées puisqu'elles fonctionnent en continu du moment qu'elles sont alimentées en carburant (en général sous forme de capsule). Manhattan Scientifics annonce une autonomie de 6 semaines en veille et d'1 semaine de conversation avec un téléphone portable grâce à ses micro-piles.

Si de nombreux constructeurs s'intéressent de près à l'émergence de ce marché, ils se montrent discrets sur les performances atteintes par les systèmes. Néanmoins, des prototypes ont déjà été présentés à la presse, montrant que ces piles sont fonctionnelles et capables de faire fonctionner des appareils électroniques portables. Parmi ces constructeurs, on trouve : Ballard, Motorola, Global Thermoelectric, Manhattan Scientifics…

Etant donné qu'il existe un réel besoin en termes d'autonomie pour les applications portables, la pile à combustible peut devenir une solution. Sa part de marché pourrait atteindre 10 % de celui des batteries rechargeables d'ici 2010. Cependant cette technologie a encore besoin de mûrir (en particulier en ce qui concerne la miniaturisation) et le coût de ces systèmes doit être acceptable, or les coûts d'investissement demeurent très hauts. On estime que le coût à atteindre devrait être d'1 Euro/Watt.

4 Les filières de l’hydrogène

4.1 L’Analyse du Cycle de Vie

4.1.1 Le principe général du LCA

L’Analyse du Cycle de Vie, Life Cycle Assesment en anglais, permet d’intégrer les trois précédentes parties et de présenter les filières Hydrogène dans leur ensemble. Il consiste d’abord à combiner les différentes méthodes de production, de stockage, de transport et d’utilisation pour décrire toutes les filières théoriquement possibles. On obtient alors un schéma du type suivant :

Les différentes filières Hydrogène

L’ ACV permet de quantifier un effet comme le coût, la pollution ou le rendement pour une filière donnée. En effet, cela a peu de sens de parler du rendement de la PAC et du moteur électrique, par exemple, sans connaître celui de la production de l’hydrogène nécessaire à cette utlisation. Une fois ces calculs effectués, on peut connaître ensuite l’impact de plusieurs filières énergétiques et les comparer entre elles. On peut alors dégager un concurrent crédible aux filières traditionnelles, du type essence dans le cas du transport. Dans la suite, nous avons choisi l’exemple du transport automobile pour analyser l’impact que pourrait avoir une politique « Hydrogène » à son égard. La problématique du changement climatique restant notre préoccupation principale, il faudra donc examiner en particulier l’efficacité énergétique et les éventuelles émissions de gaz à effet de serre.

4.1.2 La méthodologie et la nomenclature

L’ACV compte traditionnellement plusieurs étapes. Elles se résument en quatre principales :

ü La production de l’infrastructure et des véhicules à hydrogène ;

ü La production de l’hydrogène ;

ü L’utilisation de l’hydrogène (les caractéristiques du véhicule sont à prendre en compte) ;

ü Le démantèlement et recyclage des infrastructures et véhicules à hydrogène.

En pratique, les premier et dernier points ne sont pas pris en compte car les données sont difficiles à établir, et on subodore que leurs effets sont moindres que les deux autres. Notons que nous n’avons pas occulté le stockage même s’il est l’intermédiaire entre la production et l’utilisation. Ces deux étapes ont la nomenclature suivante :

ü La production : c’est le Well-To-Tank (WTT) autrement dit du puits énergétique au réservoir de carburant ;

ü L’utilisation : c’est le Tank-To-Wheel (TTW) autrement dit du réservoir de carburant à la roue qu’on souhaite faire tourner.

L’ ACV est naturellement soumise à certains problèmes pratiques. On compte en effet :

ü Les données ne sont pas les mêmes d’une source à l’autre, et parfois inexistantes  dans certains cas ;

ü Les technologies considérées ne sont pas encore à maturité, donc on ne connaît pas tous les rendements potentiels ;

ü Théoriquement, un nombre quasi-infini de filières sont possibles en combinant les moyens de production, stockage et exploitation.

Dans toute la suite, nous décrivons des ACV dans le cadre particulier de l’utilisation du transport. Nous avons choisi de restreindre ainsi le nombre de filières possibles. Par ailleurs cette application est particulièrement motivée par la R&D des grandes industries automobiles. Ceci explique que la littérature à son propos soit particulièrement riche, et nourrisse des polémiques. Nous avons souhaiter rendre compte dans cet exemple de la diversité d’opinions et de conclusions au sujet de la filière Hydrogène en présentant des études d’ACV d’un cabinet de consultants pour les énergies renouvelables d’une part, et d’un membre de l’Institut Français du Pétrole d’autre part. Nous les surnommerons les hypothèses « optimiste » et « pessimiste ».

Finissons par décrire les filières dont nous parlerons dans la suite. Que ce soit dans l’hypothèse optimiste comme pessimiste, certains termes reviennent régulièrement :

ü Gasoline, Diesel : les filières conventionnelles servant de repère ;

ü Référence à la partie I sur les moyens de production :

o Résidual Wood, wood plantation : à partir du bois

o NG : à partir du gaz naturel

o Nuclear : à partir du nucléaire

ü Référence à la Partie II : la différence CGH₂/ LH₂.

Ceci permet de comprendre les dénominations du type CGH₂ NG.

4.2 L’exemple du transport : l’hypothèse optimiste

Il s’agit d’une étude rendue en septembre 2003 par L-B-Systemtechnik GmbH, un cabinet allemand pour les énergies renouvelables et les systèmes de transport. Cette étude est particulièrement intéressante car elle détaille les étapes de l’ACV pour plusieurs critères. Présentons ses résultats pour les deux critères qui retiennent notre attention dans le cadre du changement climatique : la perte d’énergie et l’émission de gaz à effet de serre. Auparavant, elle approndit les performances des véhicules, ce qui se révèlera primordial par la suite où on verra que c’est la principale source de rendements améliorés par rapport à la filière conventionnelle.

4.2.1 Les caractéristiques des véhicules

Les caractéristiques matérielles des véhicules sont essentielles en tant que bout de la « chaîne ». Le tableau ci-dessous évalue l’efficacité des véhicules en fonction de leur modèle. Pour les véhicules à hydrogène, on a considéré la Pile à Combustible comme transformateur en énergie électrique. Il s’agit d’une synthèse de deux études : General Motors (2002) calcule l’efficacité des véhicules (en commençant par celle des moteurs), et le MIT (2003) calcule le gain en termes d’émissions de CO₂ (unité : g/km).

	Rendement (GM)	Consommation Fuel équivalent (MIT)	CO2 (MIT)
Prévision 2010 Gasoline (BASE)	0%	0%	128
CH2	+53%	-61%	0
CH2 hybride	+57%	-66%	0
LH2	+54%	Cf. CH2	0
LH2 hybride	+58%	Cf. CH2 hybride	0

Une fois ce tableau établi, on peut mettre en évidence les progrès possibles en cas de véhicules à hydrogène en matière de perte d’énergie (Energy use), et d’émissions de gaz à effet de serre (GHG Emissions) pour les véhicules hybrides et non hybrides.

4.2.2 Les pertes d’énergie : Energy use

Etudions les pertes d’énergie des filières Hydrogène. Cette problématique est bien cohérente avec notre sujet puisqu’une filière économe diminue par effet de volume ses éventuelles externalités négatives. Ainsi un carburant pourrait être plus polluant mais aussi plus « dense » d’énergie et se retrouver par là-même plus intéressant. Le graphe suivant est représentatif de ce qu’on peut trouver dans les ACV. Les différentes filières sont présentées en abscisse et leurs pertes en ordonnée.

On se rend compte que dans la première partie de la chaîne, WTT, les filières Hydrogène sont globalement perdantes par rapport aux classiques puisqu’elles perdent plus d’énergie. C’est là qu’interviennent les caractéristiques des véhicules, autrement dit la deuxième partie de la chaîne qui est nettement en faveur de l’Hydrogène. Ainsi, au total (WTW), les filières à H₂ ont un meilleur rendement énergétique que le couple Gasoline, Diesel. Les graphes suivants corroborent cette affirmation en distiguant les véhicules hybrides et non-hybrides.

4.2.3 Les émissions de gaz à effet de serre : GHG Emissions

Une deuxième composante de l’effet environnemental est la production de gaz à effet de serre : Green House Gaz Emissions. Il s’agit d’un sujet actuellement très sensible, qui se trouve au coeur de notre Atelier Changement Climatique. De la même façon que pour l’Energy use, on distingue la chaîne en deux étapes. La première, WTT, présente les résultats suivants :

On se rend compte une nouvelle fois que certaines filières Hydrogène sont bien plus polluantes que les conventionnelles, dans la phase de production. Il s’agit plus précisément de celles issues du Gaz Naturel, ce qui est logique avec ce que nous avons évoqué en partie 1 : le dégagement important de CO₂ lors du vaporeformage. Néanmoins, lorsqu’on intègre toute la filière WTW, l’absence totale de dégagement de CO₂ dans les moteurs à hydrogène (cf. Partie 3) compense cet effet et nous avons les graphes suivants :

4.2.4 Conclusion de l’hypothèse optimiste

L’Analyse du Cycle de Vie prend ici tout son sens puisque ces graphes n’ont pas du tout la même allure si on ne prend pas la chaîne en entier (Well to wheel) mais seulement son début c’est-à-dire la production d’hydrogène (Well to tank). C’est dans le schéma global que la filière Hydrogène prend tout son intérêt, étant donné que les gains d’efficacité du véhicule sont très importants comparativement au moteur à explosion classique. Néanmoins nous remarquons que toutes les filières ne sont pas forcément avantageuses et qu’il ne faut pas parler de « la filière Hydrogène » mais bien « des filières Hydrogène ».

La mise en évidence de filières plus performantes que d’autres nous amène à prendre un peu de recul. En effet en revoyant les graphes on se rend compte que les filières Hydrogène les plus performantes sont celles à partir d’énergies renouvelables : CGH₂ Wood plantation, CGH₂ Wind offshore, LH₂ Wind offshore. On voit bien que ce n’est totalement pas dissocié du fait que L-B-Systemtechnik GmbH effectue des activités de conseil dans les énergies renouvelables. La volatilité des données et de leur interprétation nous conduit à considérer d’autres ACV, en particulier chez des institutions moins optimistes sur l’Hydrogène. Cette quatrième partie présente donc les forces et études en présence, et ne saurait avoir la prétention de dire laquelle est la plus pertinente.

4.3 L’exemple du transport : la problématique du coût

Une première critique, tout à fait justifiée, que l’on peut faire à l’étude suivante est de ne pas prendre en compte l’aspect économique. Une énergie non polluante n’a que peu d’intérêt si elle n’est pas commercialement acceptable par le plus grand nombre. Cette remarque prend tout son sens dans le cas de l’automobile où la masse des consommateurs est plus sensible au prix du carburant qu’à son effet néfaste sur l’environnement.

Les enjeux économiques sont les véritables défis de la filière « automobile à hydrogène ». Les principaux détracteurs de cette alternative mettent en évidence des coûts trop élevés, même dans les hypothèses optimistes. Nous prendrons, dans la problématique du coût la voix de l’IFP qu émet des remarques pertinentes. Reprenons quelques-unes des études de coûts.

4.3.1 Le coût du « Puits au Réservoir »

De même que pour l’Analyse du Cycle de Vie pour l’environnement, il est intéressant d’établir dans un premier temps un coût du Puits au Réservoir des différentes filières.

On voit que la fourchette des prix intégrés se situe entre 20 et 50 Euro/GJ. A titre de comparaison, les filières traditionnelles du pétrole coûtent environ 8 Euro/GJ. Les améliorations possibles, en plus d’innovations technologiques, se trouvent dans une meilleure gestion de la distribution : on envisage à ce titre d’utiliser la structure déjà existante des stations service pour y mettre des petites unités de production d’hydrogène. Néanmoins, le coût du puits au réservoir n’est pas le seul à prendre en compte. Dans notre souci d’intégrer tous les types de coût, il faut étudier la consommation du véhicule.

4.3.2 La consommation du véhicule

Pour cela, on fait l’hypothèse avantageuse pour l’hydrogène que le prix d’un véhicule équipé d’une Pile à Combustible est identique à celui d’un engin classique. Le tableau suivant met en évidence le coût aux 100 Km pour les différentes filières.

	Consommation (MJ/100 km)	Coût du carburant (Euro/GJ)	Coût (Euro/100 km)
MCI+essence	224	8	1.8
MCI+gazole	184	8	1.5
MCI Hybride+gazole	141	8	1.1
PAC + H2 comprimé ex-gaz naturel	84	25	2.1
PAC + H2 comprimé ex-charbon	84	32	2.7
PAC + H2 comprimé ex-biomasse	84	37	3.1
PAC + H2 comprimé ex-électricité France	84	42	3.5

Source : IFP d’après «Well-to-Wheels analysis of future automotive fuels and powertrains in the European context», EUCAR, JRC, CONCAWE, November 2003

On voit que le prix aux 100km reste supérieur de 15 à 100% aux solutions contemporaines. Il reste en effet de nombreux défis à l’industrie automobile à hydrogène, qui sont autant de surcoûs à réduire, pour s’affirmer comme un concurrent de l’automobile traditionnelle.

4.3.3 Les leviers évoqués

La PAC n’est pas proposée à un coût équivalent à celui des moteurs à combustion interne. Le coût des piles fabriquées à quelques exemplaires est supérieur à 3000 €/kW, comparé aux 30 à 50 €/kW pour les moteurs à combustion interne conventionnels, produits, il est vrai, en masse. Mais, même en émettant l’hypothèse d’une production des piles à grande échelle (plusieurs centaines de milliers d’exemplaires), l’avantage reste au moteur à combustion interne. En effet, le coût de production des PAC resterait compris entre 100 et 200 €/kW, soit trois à quatre fois plus qu’un moteur conventionnel, et ceci sans prendre en compte les moteurs électriques nécessaires à faire avancer le véhicule.

Parmi les éléments qui constituent la PAC, la membrane de la pile mais également le platine (Pt) catalyseur indispensable pour faire fonctionner ce type de convertisseur d’énergie sont les éléments les plus onéreux. Entre 50 et 100 g de Pt sont nécessaires pour faire fonctionner une PAC membranaire à basse température dans de bonnes conditions de durabilité, de rendement et de performance. Cette valeur est considérée par beaucoup comme trop élevée. En effet, la simple généralisation de la PAC au marché français (soit environ 2 millions de voitures par an) suffirait à générer une demande de l’ordre de 100 à 200 tonnes/an de platine, soit à peu près la consommation mondiale annuelle de ce métal précieux.

Le stockage de l’hydrogène à bord du véhicule reste également coûteux. Aujourd’hui, dans les meilleurs cas, des coûts de l’ordre de 1000 €/kg d’hydrogène stocké sont annoncés, certaines sources prévoyant même des valeurs quatre fois plus élevées. Or, ce sont 4 à 5 kg d’hydrogène qui sont nécessaires pour assurer au véhicule une autonomie suffisante (400 à 500 km), ce qui signifie qu’il faut aujourd’hui débourser, au minimum, de l’ordre de 4000 à 5000 € pour le stockage à bord du véhicule. Ce chiffre est à comparer aux 125 € que coûte un réservoir d’environ 40 litres pour un véhicule classique.

La production à grande échelle permettrait, certes, de réduire le coût du réservoir mais seulement dans la fourchette de 200 à 500 €/kg d’hydrogène selon le DOE (Département de l’énergie américain), qui indique que des progrès importants restent à faire dans ce domaine. Ainsi, si techniquement le stockage de l’hydrogène à bord du véhicule est maîtrisé, il reste encore de nombreux travaux de recherche à réaliser, notamment pour en abaisser le coût. Le DOE a d’ailleurs fixé des objectifs très ambitieux dans ce domaine, puisqu’en 2015 le coût du stockage de l’hydrogène devra être de l’ordre de 66 €/kg, soit une réduction d’un facteur 5.

4.4 L’exemple du transport : l’hypothèse pessimiste

La remarque du coût nous fournit la transition pour évoquer l’hypothèse pessimiste, elle aussi relayée par des études de l’IFP. De la même façon que pour L-B-Systemtechnik GmbH, on comprend qu’un tel organisme n’est pas totalement neutre à l’avenir de l’hydrogène. Celui-ci est en effet un concurrent direct au carburant classique issu du pétrole.

4.4.1 L’Analyse du Cycle de Vie de l’IFP

Plusieurs études ont été réalisées dans le but d’établir de façon plus précise l’intérêt des filières hydrogène en matière d’émission de gaz à effet de serre (GES) et de consommation d’énergie. Nous tirons ce graphique d’une étude de Stéphane His, IFP, de décembre 2003. Y sont positionnées les performances des différentes filières dans leur globalité, « du puits à la roue » WTW, pour effectuer 100 km, tant en termes de pertes d’énergie que d’équivalent CO2 émis. Les pertes d’énergie sont en abscisse et les dégagements de CO₂ en ordonnée.

Plusieurs résultats significatifs ressortent de cette analyse, que nous citons de l’article.

ü Le véhicule PAC alimenté par de l’hydrogène comprimé ex-éolien ou ex-biomasse présente les meilleurs résultats en termes de rejet de gaz à effet de serre. En termes de consommation énergétique, ces solutions s’avèrent parmi les plus performantes même si le gain reste faible, en particulier, par rapport aux véhicules hybrides (véhicule associant un moteur à combustion interne et un moteur électrique). Ces deux options présentent cependant le même inconvénient : le volume potentiel de production d’hydrogène par ces voies reste limité.

ü Le véhicule PAC alimenté par de l’hydrogène ex-électricité, via l’électrolyse, présente des bilans contrastés. Si l’origine de cette électricité est le nucléaire, le résultat est excellent en termes de rejet de gaz à effet de serre, mais beaucoup plus médiocre en termes de consommation globale d’énergie. Si l’électricité est produite à partir de la répartition moyenne actuelle européenne des différents modes de production, alors la filière ne présente aucun avantage ni vis-à-vis des émissions de GES, ni en termes de consommation d’énergie. Il faudrait donc une modification profonde des systèmes de production d’électricité en Europe avec un développement massif des énergies renouvelables (ENR) ou une large diffusion des technologies de capture et du stockage géologique du CO2.

ü Les solutions PAC utilisant de l’hydrogène ex-gaz naturel présentent un bon bilan, puisqu’elles permettent une réduction de 30 % en consommation d’énergie et de près de 50 % en rejet de gaz à effet de serre par rapport à la référence gazole. Ce gain est bien évidemment moindre si on le compare à la solution hybride puisqu’il n’est plus que de 35 % pour les rejets de gaz à effet de serre et de 15 % environ pour ce qui est de la consommation d’énergie. Par ailleurs, on notera l’effet négatif de la liquéfaction qui pénalise de près de 30 % cette option par rapport à la solution « hydrogène comprimé », aussi bien en termes de consommation d’énergie que d’émissions de gaz à effet de serre. Il faut également souligner que le bilan « effet de serre » de ces options à base de gaz naturel pourrait être amélioré, si elles sont envisagées avec capture et stockage géologique du CO2 généré.

ü Les solutions PAC avec reformeur embarqué n’offrent que très peu d’avantages par rapport aux solutions à moteur à combustion interne. Pour cette dernière conclusion, on gardera à l’esprit qu’il s’agit d’un des modèles à hydrogène les plus réalistes pour le moment, et que le commentateur de l’étude est affilié à un organisme promouvant la filière pétrolière.

4.4.2 Les leviers évoqués les plus récents

Nous évoquons ici les leviers que décrit Pierre-René Bauquis en janvier 2004 dans les « cahiers de l’économie ». Ce dernier souhaite affaiblir l’alternative « Hydrogène+PAC » au profit d’un large recours aux hydrocarbures de synthèse, accompagné d’une forte pénétration de l’électricité par le biais de véhicules hybrides rechargeables. Il fait l’hypothèse principale que les hydrocarbures quadrupleront leur prix à moyen-long terme. En guise de conclusion de cette partie, citons les points essentiels de ses récentes remarques.

ü La production est actuellement réalisée à 98% à partir d’hydrocarbures et de charbon. Bauquis traite ces méthodes avant d’étudier d’éventuelles alternatives :

o Les méthodes de production de l’hydrogène à partir d’hydrocarbures ne sont pas satisfaisantes. Elles coûtent deux fois plus cher que les hydrocarbures utilisés s’ils sont « chers » (reformage du gaz naturel) et cinq fois plus cher s’ils sont « bon marché ». Par ailleurs cela ne règle pas durablement la question de raréfication des hydrocarbures. De même le recours au charbon est nécessairement limité car les coûts liés à l’émission de CO₂, en fait à sa ségrégation, sont élevés.

o Parmi les autres procédés, la plus réaliste est l’électrolyse. Si on fait recours massivement aux voies électrolyse, il faudrait disposer massivement d’électricité non « émettrice » de CO₂. C’est donc le nucléaire qui jouerait ce rôle pour assurer les transports de demain, sauf percée technologique majeure. Il faudra alors développer des réacteurs du type HTR ou génération 4 qui combinent bon rendement énergétique et utilisation efficace de combustibles fissiles.

ü Le stockage : Bauquis soutient la thèse que la compacité énergétique de l’hydrogène est très bonne par masse, mais très médiocre par volume. Ce dernier élément en fait un très mauvais vecteur énergétique en matière de transports terrestres. Il avance les chiffres suivants :

o Le transport de l’hydrogène par canalisation coûtera deux fois plus cher que celui du gaz naturel, qui est cinq fois plus cher que celui des hydrocarbures liquides. Il s’agit selon lui de propriétés thermodynamiques intrinsèques, sans plus de précisions, qui ne peuvent être dès lors améliorées.

o La mise à bord et le stockage dans un véhicule coûtent cent fois plus cher que pour les carburants classiques. Dans tous les types de stockage (très haute pression, chimiquement combiné ou adsorbé) sauf l’hydrogène liquéfié cryogénique, la difficulté est liée à la faible masse d’H₂ par rapport à celle du contenant nécessaire. Ceci annule d’ailleurs l’effet de sa bonne capacité énergétique massique. En ce qui concerne l’hydrogène liquide cryogénique, les limitations sont plus posées en terme de volume du réservoir, de consommation d’énergie pour la liquéfaction de l’ H₂ et de « boil off » c’est-à-dire la nécessaire évaporation du liquide cryogénique. Ceci n’est pas tolérable pour des véhicules particuliers, pouvant être garés un certain temps.

ü Au total, l’Hydrogène lui apparaît un très médiocre vecteur énergétique en terme de coûts à trois stades essentiels : production, logistique tant massive que capillaire, et stockage à bord des véhicules. L’efficacité énergétique de son utilisation dans des piles à combustibles ne saurait compenser entièrement ces handicaps. L’existence de situations exceptionnelles comme l’Islande bénéficiant de circonstances locales, ne sont pas en mesure -à elles seules- d’infirmer ses conclusions.

5 Les technologies critiques et la dynamique d’émergence de l’hydrogène

Dans les années à venir, les besoins en énergie vont aller croissants. Bien que les progrès techniques permettront certainement des économies, la demande en énergie continuera à augmenter. Or, les énergies non renouvelables ne sont pas disponibles en quantité illimité, le développement d’autres sources d’énergie apparaît donc inévitable.

Ces sources d’énergies ne seront pas nécessairement exclusives ; il est probable qu’elles soient diversifiées et se complètent. Et, au moins dans un premier temps, lors de leur émergence, ces sources cohabiteront avec les sources non renouvelables : charbon, pétrole…

Parmi ces sources, l’hydrogène semble envisageable[18] dans le futur, compte tenu de l’état actuel de la technique. L’analyse cycle de vie montre en outre que l’hydrogène permettrait, selon l’application et la production choisies, de réduire les émissions de gaz à effet de serre par rapport à l’utilisation d’énergies non renouvelables. Pourtant, des critiques[19], comme celles évoquées dans la partie précédente, mettent en lumière les verrous limitant le développement de l’hydrogène, voire le remettant totalement en question. Le diagnostic doit donc être nuancé. A la fois les résultats de la LCA et les critiques portant sur l’hydrogène ne doivent pas être considérés comme absolus, mais plutôt replacés dans un horizon temporel, et convenablement circonscrits au niveau de la chaîne énergétique qu’ils concernent. Autrement dit, avantages et critiques sont loin d’être absolus, ils sont avant tout relatifs, et c’est ce dernier caractère qui fait l’objet de cette partie. C’est en évaluant la portée des critiques, et au vu les perspectives de recherche, qu’il est possible d’envisager une dynamique[20] de l’émergence de l’hydrogène.

5.1 L’analyse de court terme (2010)

Au niveau de l’alimentation mobile miniature, subsiste un verrou économique relativement facile à faire sauter, vu les progrès incrémentaux et attendus qu’il suppose. Les micropiles, petits réservoirs embarqués existant déjà, seront très vraisemblablement diffusées plus largement comme alternative aux classiques piles lithium. Malgré leur coût encore élevé, ces micropiles sont compétitives par rapport à ces piles lithium ou à certaines batteries rechargeables de téléphones portables ou de microordinateurs, aujourd’hui encore très onéreuses.

En revanche, l’alimentation des transports comporte encore des verrous sérieux. Ils sont de deux ordres, principalement. D’une part, il existe un verrou politique. Le lobbies des pétroliers et des constructeurs automobiles n’ont en effet que très peu intérêt au développement de l’hydrogène, les premiers parce qu’ils verraient une partie de la demande énergétique se détourner, les seconds parce que les frais de R&D requis seraient énormes. Aussi, la pression qu’ils exercent empêche un développement important de l’hydrogène dans les transports à court terme. D’autre part, il existe un verrou technique majeur, qui demanderait, pour être levé, une innovation colossale, et très improbable à court terme. Il s’agit du stockage de l’hydrogène, aujourd’hui soit trop cher (LH2), soit trop volumineux (CGH2), soit trop massif (réservoir utilisant l’adsorption) pour les transports. Aussi, dans le champ des transports, seule une multiplication des expérimentations semble aujourd’hui probable de la période actuelle jusqu’à 2010. On peut citer le projet actuel « Cute » d’équipement de villes européennes en bus à H2.

Cette évolution à court terme est conditionnée au soutien (public) suffisant de la recherche  sur les technologies critiques, notamment le stockage et la sécurité, le rendement des piles, ainsi que leurs coûts et leur longévité.

5.2 L’analyse de moyen terme (2020)

A moyen terme, il est raisonnable de penser, au vu des mesures et des prévisions actuelles de réchauffement climatique, que la diminution de l’émission des gaz à effet de serre deviendra une préoccupation de premier ordre, à audience politique large. Cette hypothèse pourrait, si elle est vérifiée, ce qui n’est pas invraisemblable, lever des verrous, qui à court terme semblent insurmontables, tant d’un point de vue de la production énergétique, que de son utilisation.

Du point de vue de l’utilisation, deux verrous pourraient sauter. Il s’agit du verrou politique ; la position des lobbies des pétroliers et des constructeurs automobiles est de moins en moins recevable sur la scène publique. Même les solutions de rechange proposées, comme l’hydrogénation de charbon ou de pétrole (permettant de polluer un peu moins) ne sont plus perçues comme suffisantes. Le verrou social pourrait être levé également. Ce verrou est basé sur la peur du risque que constitue, dans l’esprit de beaucoup, une énergie telle que l’H2 : risque d’explosion des réservoirs, sensible dans le transport notamment. Ce verrou pourrait être levé, il ne demande pas d’innovation technique majeure, mais le risque d’explosion devient en effet psychologiquement moins important que celui lié au réchauffement climatique. Autrement dit, une peur en surpasserait une autre, ou en tout cas deviendrait moins acceptable socialement qu’une autre. En revanche, un verrou technique persiste. Le stockage de l’H2 demande une innovation majeure et encore incertaine, sauf dans le domaine du transport aérien (où les contraintes de poids existent, mais moins les contraintes de volume).

Du point de vue de la production, l’augmentation de la demande demanderait un accroissement de l’offre. Parmi les différentes technologies envisageables, seules certaines semblent susceptibles d’être développées : la production à partir d’électricité, notamment nucléaire, et à partir d’énergies non renouvelables utilisées dans des unités centralisées permettant la séquestration du CO2. En effet, ces deux modes de production permettraient de répondre aux préoccupations de réduction des gaz à effet de serre. Les autres méthodes semblent bloquées par des verrous. Le reformage du gaz naturel est bloqué par un verrou économique ; il serait en effet trois fois plus cher « à la pompe » que les énergies classiques. Productions éolienne et géothermique seraient bloquées par des verrous économique (transport onshore) et technique (stockage). Enfin, un verrou politique freinerait la production d’H2 à partir de biomasse : les contraintes d’utilisation des sols dans les pays en ayant le plus besoins (Chine et Inde, par exemple, du fait de leur forte démographie) seraient en effet sensibles. La recherche serait orientée vers d’autres sources d’énergie non carbonées, comme les sources d’énergie solaire, thermale ou nucléaire.

5.3 L’analyse de long terme (après 2020)

Les contraintes liées aux verrous technologiques deviennent plus difficiles à évaluer. Mais, un verrou, économique celui-là, devient particulièrement sensible : il s’agit du renouvellement du parc de centrales nucléaires. Ce renouvellement pose un sérieux problème, puisqu’une augmentation du prix de l’électricité est à prévoir, alors que l’électricité nucléaire avait été identifiée à moyen terme comme une des principales sources de production d’H2.

En tout cas, les besoins en infrastructures de distribution devraient aller croissant. L’économie sera vraisemblablement à énergie multi sources.

Conclusion

Le champ de l’hydrogène est arborescent : il existe de nombreuses technologies de production et de nombreuses applications possibles. Une présentation exhaustive, esquissée dans les trois premières partie de cette étude, reste difficile.

L’hydrogène a sa place dans les systèmes énergétiques. En effet, il présente des avantages indéniables, en termes de rendements comme en termes d’émissions de gaz à effet de serre, avantages qui pourraient participer à sa généralisation dans un contexte de souci croissant concernant le réchauffement climatique.

Néanmoins, cette place dans les systèmes énergétiques n’est pas à surestimer. D’une part, l’analyse cycle de vie atteste de la très grande dépendance des rendements et des émissions de gaz à effet de serre vis-à-vis de la technologie utilisée pour la production, la distribution et l’application finale. D’autre part, il ne faut pas perdre de vue que de tels avantages ou inconvénients sont relatifs à une période donnée, c’est-à-dire datés. Il est vraisemblable que l’hydrogène sera plutôt un des vecteurs énergétiques disponibles, tant dans les domaines des applications miniatures mobiles, que dans celui des transports. Dans ce dernier champ, la dynamique d’émergence sera certainement plus lente ; et elle ne sera très probablement pas exclusive, c’est-à-dire que l’hydrogène cohabitera avec d’autres vecteurs énergétiques.

L’évaluation de la filière hydrogène à laquelle nous avons procédé à partir de notre quatrième partie est relativement concentrée sur les problématiques de transport. Une telle démarche pourrait être répétée pour d’autres applications, comme la fourniture d’énergie domestique et le chauffage particulier. Cette étude serait d’ampleur bien plus importante, mais elle permettrait de décrire un panorama plus large.

Bibliographie

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Werner Zittel, Reinhold Wurster, Ludwig-Bölkow-Systemtechnik, Hydrogen in the Energy Sector, Juillet 1996

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Pierre-René Bauquis, Quelles énergies pour les transports au XXI^e siècle ?, Les cahiers de l’économie, Janvier 2004

Liens Internet

www.eere.energy.gov : site du département américain de l’énergie

www.hyweb.de : site d’information sur l’hydrogène et les piles à combustible

www.hynet.info : site thématique européen sur l’hydrogène

www.lbst.de : site de la fondation allemande Ludwig-Bölkow sur les énergies propres

www.enaa.or.jp/WE-NET/index.html : site japonais sur l’hydrogène

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[1] Le budget alloué en 2004 par le département américain de l’énergie à la problématique de l’hydrogène atteint les 1,20 milliards de dollars, celui de l’Union Européenne atteignant les 2 milliards d’euros.

[2] Stéphane His, IFP, L’Hydrogène, vecteur énergétique du futur ?,  2003

[3] http://www.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/hydrogen/production.html

[4] Kei Yamashita et Leonardo Barreto, IIASA, Integrated Energy Systems for the 21th Century : Coal Gasification for Co-producing Hydrogen, Electricity and Liquid Fuels, 2003

[5] http://www.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/hydrogen/production.html

[6] Martin I. Hoffert, Ken Caldeira et al., Advanced Technology Paths to Global Climate Stability : Energy for a Greenhouse Planet, Science, 2002

[7] http://energy.inel.gov/gen-iv

[8] http://www.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/hydrogen/production.html

[9] http://www.hyweb.de/Knowledge/w-i-energiew-eng4.html

[10] L’utilisation de telle ou telle méthode dépend des conditions : température, pression, flux, concentration, catalyseurs disponibles. Les procédés peuvent être combinés.

[11] http://www.afh2.org/index.php?page=memento_fiches , fiches 4.2 et 4.3

[12] http://www.hyweb.de/Knowledge/w-i-energiew-eng4.html , fiche 4.2 et 4.3

[13] http://www.hyweb.de/Knowledge/w-i-energiew-eng4.html , fiche 4.4

[14] http://www.hyweb.de/Knowledge/w-i-energiew-eng4.html , fiche 4.1

[15] http://www.hyweb.de/Knowledge/w-i-energiew-eng4.html , fiche 4.5.1

[16] http://www.hyweb.de/Knowledge/w-i-energiew-eng4.html , fiche 4.5.2

[17] « The Future of the Hydrogen Economy Brigh or Bleak ?», B. Eliasson et U. Bossel, Fuel Cell World, April 15, 2003 ; disponible sur le site : http://www.efcf.com/reports

[18] On pourra se reporter, entre autres, à http://www.lbst.de/gm-wtw/ et http://www.hyweb.de/Wissen/pdf/H2-LCA_EHEC_Schindler_03SEP2003.pdf

[19] http://www.ifp.fr/IFP/fr/cinfo/fd05.htm#panorama

[20] Dynamique envisagée dans le document de la Commission http://europa.eu.int/comm/research/energy/pdf/hlg_summary_vision_report_en.pdf