La compétitivité de l’hydrogène décarboné semble lointaine

le 21/01/2022 L'AGEFI Quotidien / Edition de 7H

Le coût de production de l’hydrogène vert est actuellement 4 à 5 fois plus élevé que celui de l’hydrogène issu de sources fossiles, selon un rapport de l’IRIS.

hydrogène H2
Une longue période sera nécessaire pour rendre l’hydrogène compétitif.
(AdobeStock.)

Les impatients devront ronger leur frein. Une contribution significative de l’hydrogène décarboné à la lutte contre le réchauffement climatique n’est pas envisageable d’ici à la fin de la décennie, si l’on en croit le dernier rapport de l’Observatoire de la sécurité des flux et des matières énergétiques, publié par l’IRIS en partenariat avec le ministère des Armées, Enerdata et Cassini. A l’heure actuelle, plus de 95% de la production mondiale d’hydrogène émet du dioxyde de carbone (CO2) à hauteur de 900 millions de tonnes par an, ce qui correspond à 3,5 fois les émissions de carbone de la France.

Les annonces de projets d’hydrogène décarboné restent variables d’une région à l’autre. L’Asie centrale et l’Afrique subsaharienne n’ont que deux ou trois projets de grande ampleur, tandis que l’Amérique du Nord cumule 70 projets dotés de capacités unitaires de production assez faibles. Si les projets annoncés s’orientent majoritairement en direction de l’hydrogène vert, produit par électrolyse de l’eau grâce à une électricité utilisant des sources renouvelables, l’Amérique du Nord et l’Europe septentrionale privilégient l’hydrogène bleu. Celui-ci est produit à partir de sources d’énergie fossile mais il utilise des technologies de capture et de stockage de CO2. Or «ces deux régions représentent à l’heure actuelle pratiquement l’ensemble de la production effective d’hydrogène à l’échelle mondiale», souligne le rapport.

Très peu de projets
à un stade avancé

Par ailleurs, presque tous ces projets sont à l’état de concept ou en phase d’étude de faisabilité, seulement 4% des projets recensés étant opérationnels ou en construction. L’Amérique du Nord fait figure d’exception, près de la moitié de sa capacité de production d’hydrogène décarboné se trouvant à un stade avancé. Certaines régions comme l’Europe, l’Asie ou l’Amérique du Nord ont fait état de nombreux projets opérationnels mais leurs capacités réelles de production demeurent restreintes. A l’heure actuelle, quatre pays concentrent la production mondiale d’hydrogène bleu ; il s’agit des Pays-Bas qui arrivent largement en tête, suivi du Canada, des Etats-Unis et de la France.

La production d’hydrogène vert existe en Allemagne, en Autriche ou en Chine mais elle est très marginale. Si des capacités de production d’hydrogène issu de sources renouvelables émergent en Europe et en Chine, «l’hydrogène bleu demeurera la principale source de production à court et moyen termes», estime le rapport. Certains pays comme la France misent également sur l’hydrogène jaune, qui utilise une proportion importante d’électricité d’origine nucléaire. Si des pays comme le Japon, la Corée du Sud ou la France voient également dans l’hydrogène décarboné un moyen d’assurer leur souveraineté énergétique, d’autres comme l’Australie, la Russie ou Chili souhaitent mettre en place une filière de production en vue de développer d’importantes capacités d’exportation dans ce domaine.

Un élargissement des marchés finaux

Alors que les 75 millions de tonnes annuelles d’hydrogène gris (non décarboné) sont jusqu’à présent principalement utilisées dans le raffinage pétrolier ou la fabrication d’engrais à partir de l’ammoniac, l’hydrogène décarboné sera aussi destiné à d’autres marchés finaux comme les transports routiers ou la production électrique. Mais si le coût de production de l’hydrogène issu de sources fossiles est évalué à 1,5 euro par kg actuellement, celui de l’hydrogène vert ressort 4 à 5 fois plus élevé. Une longue période sera donc nécessaire pour le rendre compétitif, sachant que la baisse des coûts dépendra du taux d’utilisation des capacités éoliennes ou solaires, de l’évolution du coût du capital et de l’adaptation des infrastructures de transport de l’hydrogène liquéfié. Si le gazoduc Nord Stream 2, qui relie la Russie à l’Allemagne, a été conçu pour être en mesure de transporter de l’hydrogène, ce n’est pas le cas de l’ensemble du réseau gazier russe.

La robustesse des réseaux électriques devra également être renforcée pour éviter un décalage nord-sud entre l’offre et la demande de courant en Europe selon les saisons. De son côté, l’exploitation des gisements d’hydrogène naturel est également limitée en raison de leur taille souvent modeste et de problèmes techniques (pureté et séparation des molécules) qui compliquent l’extraction de cette ressource. Ces différentes contraintes devraient restreindre à un plafond de 20% la part de la demande finale d’énergie susceptible de provenir d’une production d’hydrogène décarboné à l’horizon 2050.  

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