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La Transition vers un hydrogène bas carbone. Atouts et enjeux pour le système électrique à l’horizon 2030-2035

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La Transition vers un hydrogène bas carbone. Atouts et enjeux pour le système électrique à l’horizon 2030-2035
RTE (Réseau de transport d’électricité) , « La Transition vers un hydrogène bas carbone. Atouts et enjeux pour le système électrique à l’horizon 2030-2035 », RTE, 2020.

RTE (le Réseau de transport d’électricité) qui a la responsabilité du réseau public de transport d’électricité à haute tension en France (105 000 kilomètres de lignes) publie cette étude sur l’hydrogène « bas carbone », considéré comme un atout dans la transition énergétique. L’hydrogène (une demande mondiale de 110 millions de tonnes par an) est un gaz industriel utilisé notamment dans les industries des engrais et du raffinage. Il est, aujourd’hui, produit presque exclusivement à partir d’énergies fossiles (gaz et pétrole), un procédé émetteur de CO2, mais sa production par l’électrolyse de l’eau est au point et envisagée. La loi Énergie et climat, votée en France en 2019, a ainsi fixé l’objectif de produire 20 % à 40 % d’hydrogène bas carbone en 2030.

Outre son utilisation comme carburant dans le transport (en utilisant des piles à combustible), l’hydrogène peut offrir une solution de flexibilité à un système électrique produisant de l’électricité d’origine renouvelable (solaire et éolien), mais intermittente et qu’il faudra donc stocker ; d’où l’intérêt de RTE pour un scénario dans lequel l’hydrogène serait une solution pour le stockage de l’électricité. Celui-ci serait d’abord stocké puis, ultérieurement, soit transformé en électricité dans une pile à combustible, soit expédié dans un réseau de gaz pour alimenter, par exemple, une turbine produisant de l’électricité (la solution dite power-to-gas-to-power). Une alternative consisterait à utiliser l’hydrogène pour produire du méthane en le mélangeant à du CO2 capté, par exemple, à la sortie d’une centrale thermique. Ce scénario suppose un développement massif de l’électrolyse qui se traduirait par une consommation supplémentaire d’électricité (déjà décarbonée à 93 % en France). Ce rapport tente de répondre aux questions techniques (le fonctionnement des électrolyseurs) et économiques qu’il pose.

La partie la plus importante est consacrée à la comparaison des coûts de production de l’hydrogène par la filière de vaporeformage (on fait réagir de la vapeur d’eau à haute température avec du gaz naturel, par exemple du méthane, en présence d’un catalyseur) et celle de la voie électrolytique. En l’absence d’une taxation du CO2, le coût de production serait imbattable, aussi le rapport considère-t-il deux hypothèses à l’horizon 2035 : une taxation faible (30 euros par tonne) ou, par contraste, forte (375 euros par tonne). Dans la première, l’hydrogène serait produit à un coût de 1,8 euro par kilogramme et dans la seconde, de 4,9 euros par kilogramme.

RTE envisage trois scénarios pour la production par électrolyse, correspondant à trois modes possibles de fonctionnement de la production électrique. Le premier suppose que l’électricité utilisée dans les électrolyseurs est produite par les filières renouvelable et nucléaire pendant les périodes de marginalité (à un moment de la journée où la demande d’électricité est faible ainsi que son prix sur le marché, elle est vendue à un coût marginal, voire nul). Si ce scénario a l’avantage d’utiliser une électricité à bas coût, il a le sérieux inconvénient de ne permettre le fonctionnement des électrolyseurs que pendant de courtes périodes, ce qui suppose qu’ils soient de forte puissance, et de disposer d’une grande capacité de stockage de l’hydrogène ; ce mode est le plus coûteux (6,7 euros par kilogramme). Le deuxième utilise de l’électricité produite en « base », c’est-à-dire en continu, et en dehors des périodes de forte tension sur la demande. Il est le plus avantageux (un coût de production de trois euros par kilogramme) car permettant de rentabiliser au mieux les électrolyseurs avec des capacités de stockage moins importantes de l’hydrogène. Le troisième, enfin, couple la production d’hydrogène avec l’électricité d’installations d’autoproduction, avec des panneaux solaires photovoltaïques, destinée à la consommation domestique ou d’entreprise. La production d’électricité et d’hydrogène étant diurne, elle nécessite une installation d’électrolyseur de moyenne puissance avec du stockage de l’hydrogène ; son coût serait légèrement supérieur à celui du mode précédent. RTE souligne que le premier mode de production utilisant une électricité bon marché entrerait en concurrence avec d’autres usages de l’hydrogène (la mobilité par exemple) et les exportations d’électricité en Europe.

RTE complète ses analyses avec deux remarques importantes. La première concerne la consommation d’électricité pour atteindre les objectifs de production d’hydrogène bas carbone, fixés par la loi Énergie et climat : l’objectif minimum ne représenterait qu’une consommation de 30 térawattheures par an d’électricité soit 5 % de la production annuelle. Dans l’hypothèse de production maximum et où l’on utiliserait une électricité à coût marginal, cette solution supposerait une puissance très importante de 38 gigawatts des électrolyseurs. La deuxième remarque, enfin, qui aurait mérité un plus long commentaire, est le constat que la rentabilité énergétique du système de stockage de l’électricité par la boucle power-to-gas-to-power est très faible (25 %), et celle passant par l’intermédiaire de la pile à combustible, à peine supérieure (35 %).

Le rapport donne une description de plusieurs projets de production d’hydrogène, notamment en Provence (sur un site de production d’électricité photovoltaïque de 900 mégawatts couplée à des électrolyseurs de 435 mégawatts produisant 10 000 tonnes d’hydrogène par an) et dans les Hauts-de-France, à Dunkerque (14 000 tonnes d’hydrogène par an, produit avec du courant en base avec deux batteries d’électrolyseurs de 100 mégawatts chacune).

La conclusion de RTE est mitigée. Il constate que, de façon générale, il n’existe pas de consensus sur le rôle à long terme de l’hydrogène bas carbone dans les scénarios énergétiques. Si, en 2035 l’option du stockage de l’électricité via une boucle à hydrogène n’est pas indispensable pour pallier l’intermittence des filières électriques renouvelables, au-delà de 2050 elle pourrait être considérée. L’intérêt économique de cette voie dépendra très fortement des politiques de soutien public à la filière et notamment du régime de taxation du CO2.

Ce rapport de RTE a l’intérêt de compléter la liste des études publiées sur la filière hydrogène. Il met en évidence qu’elle est sur la corde raide au plan économique, du fait de son médiocre rendement énergétique. On peut regretter toutefois que les aspects techniques des procédés électrolytiques ne soient qu’à peine abordés.

Site web
https://www.rte-france.com/sites/default/files/rapport_hydrogene_vf.pdf

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