Les électrolyseurs, une source économiquement compétitive d’hydrogène décarboné pour le futur de la mobilité

La quasi-totalité de l'hydrogène dans l'UE-28 (94 %) est produite à partir d'hydrocarbures, et constitue donc une source importante d'émissions de GES. L'ajout du captage du CO2 (CCS) aux procédés conventionnels (principalement le SMR) permet de réduire les émissions jusqu'à 90 % (hydrogène "bleu") et pourra faciliter à court – moyen terme la transition vers une production d'hydrogène à faible teneur en carbone. Cette technologie est néanmoins contraignante, d’un point de vue technique comme de son acceptabilité et sera probablement limitée dans un premier temps aux zones proches de la Mer du Nord. De plus c’est une filière non renouvelable et ne constitue donc pas une solution viable à long terme.

Par conséquent, le principal pilier de la stratégie "verte" en matière d'hydrogène sera la construction d’électrolyseurs à hauteur de 2 x 40 GW d'ici 2030 dans l'UE et de 40 GW supplémentaire dans les pays voisins (Ukraine, Afrique du Nord – principalement pour l’export), couplée à une capacité supplémentaire de 80 à 120 GW de renouvelables et répartie en deux phases :

• Dans la première phase, à horizon 2024, 6 GW d'électrolyseurs, permettant de produire jusqu'à 1 Mt d'hydrogène, pour des applications ciblées dans l'industrie chimique et les mobilités « lourdes » ;

• Dans une seconde phase, à horizon 2040, 40 GW+ d'électrolyseurs devraient être construits, permettant de produire 10 Mt d'hydrogène destiné à des applications plus avancées telles que la production et le stockage d'électricité. En outre, le plan prévoit également le déploiement d’une infrastructure de stations-service pour les applications de mobilité.
  

Le niveau des émissions de GES des électrolyseurs dépend toutefois fortement de leur approvisionnement en électricité, seules les énergies renouvelables (hydrogène "vert") ou nucléaires (hydrogène "turquoise") étant considérées comme décarbonées.

À l'heure actuelle, les procédés d'électrolyse sont technologiquement assez avancés (TRL > 9 pour l'AE et > 7 pour le PEM). Toutefois, seul l’AE a été déployé à l’échelle industrielle pour des applications dans l’industrie chimique (e.g., chlorures alcalins) – ses propriétés ne le rendant à date pas compatible avec les applications pour la mobilité. En outre, les coûts de l’électrolyse sont à date prohibitifs par rapport aux procédés conventionnels (x 2 à x 4).

Les enseignements clés tirés de notre analyse sont les suivants :

Les électrolyseurs sont l'option technique la plus crédible pour produire de l'hydrogène "vert" à moyen terme, s’ils sont combinés à des sources d’énergies renouvelables compétitives. Cependant, des difficultés persistent aujourd’hui dans leur mise en œuvre :

• La compétitivité économique des électrolyseurs - même si elle devrait s'améliorer fortement à moyen terme - dépend des usages finaux, et par conséquent des technologies employées et de l’échelle à laquelle ils sont mis en œuvre ;

• Tous les sites ne sont pas égaux en termes de potentiel renouvelable (éolien, photovoltaïque) ou d'accès à un réseau décarboné, la part de la production d'électricité décarbonée (y compris nucléaire) différant fortement d'un pays à l'autre en Europe.

Notre point de vue est qu'à court ou moyen terme, il existe un espace économique pour des unités d'électrolyse de moyenne ou grande taille (10 à 50 MW), alimentant des hubs de mobilité à l’hydrogène stratégiquement positionnés :

•  Le modèle opérationnel préférentiel est basé sur la constitution d’unités multimodales, situées à proximité directe des principaux corridors logistiques routiers, combinant des camions pour fret longue distances et des bus interurbains, des flottes captives de véhicules municipaux (e.g., camions à ordures, autobus) et des trains ou des bateaux à hydrogène, permettant d’atteindre une échelle suffisante (CAPEX et approvisionnement électrique) ;

• L’accès à une alimentation électrique décarbonée et économiquement compétitive, soit à partir du réseau, soit à partir d'énergies renouvelables propriétaires est fondamental.

En revanche, les autres modèles opérationnels nous semblent moins prometteurs :

•  Les électrolyseurs de très grande taille (> 100MW) ne devraient pas atteindre rapidement les niveaux de compétitivité coûts (LCOH) des systèmes traditionnels SMR+CCS, ce qui rend leur adoption rapide peu probables pour des applications industrielles ou dans le secteur Oil & Gas ;

• Les petits électrolyseurs (~1MW) peuvent constituer une solution techniquement intéressante pour alimenter des applications de mobilité légère dans des localisations éloignées des grands axes de transport, mais leur déploiement nécessite des subventions afin de compenser un manque d’échelle fortement préjudiciable.
  

Glossaire

^{AE : Alkaline Electrolysis
CCS : Carbone Capture and Storage
CSC : Capture et captage du CO2
GES : Gaz à effet de serre
LCOH : Levelized Cost of Heat
PEM : Proton Electron Membrane
PV : Photovoltaic
SMR : Steam Methane Reforming
TRL : Technology Readiness Level}