Il faut saluer l’annonce faite à Davos d’un « Conseil de l’hydrogène » qui regroupe les CEO de 13 grandes compagnies: Air Liquide, Alstom, Anglo American, BMW GROUP, Daimler, ENGIE, Honda, Hyundai Motor, Kawasaki, Royal Dutch Shell, The Linde Group, Total and Toyota. Mais cela n’interdit pas de jeter un regard critique sur le rapport publié à cette occasion, « Comment l’hydrogène facilite la transition énergétique« .

La transition énergétique doit résoudre cinq problèmes, nous dit le Conseil de l’Hydrogène:

1. utiliser plus d’énergies renouvelables variables dans la génération de l’électricité déséquilibre l’offre et la demande;
2. pour assurer la sécurité d’approvisionnement, les infrastructures locales et globales d’énergies auront besoin d’une transformation majeure;
3. le stockage temporaire du système énergétique par les combustibles fossiles ne suffira plus à assurer un fonctionnement régulier
4. certains usages énergétiques finals sont difficiles à électrifier par le réseau ou des batteries, notamment dans le transport et aussi d’autres secteurs
5. Les sources d’énergies renouvelables ne peuvent pas remplacer toutes les matières premières fossiles dans l’industrie (pétro-)chimique.

Jusque-là nous sommes d’accord. D’accord aussi sur l’usage, direct ou indirect, de l’hydrogène dans un certain nombres d’usages où les combustibles fossiles, en particulier les carburants liquides, sont difficiles à éliminer, dans certains types de transport, certaines industries… et même certains autres usages, malheureusement pas entrevus par le Conseil de l’Hydrogène, telle que la réduction directe de minerai de fer pour fabriquer de l’acier sans émissions de CO2.

Là où les choses se gâtent un peu, c’est quand lorsque le conseil de l’hydrogène soutient que l’électrolyse produit de l’hydrogène en utilisant l’électricité en excès, permettant de la valoriser dans d’autres secteurs (transport, industrie, bâtiments) or de la stocker pour un usage futur. L’hydrogène aurait ainsi le potentiel d’améliorer l’efficacité économique des investissements renouvelables, d’améliorer la sécurité de la production électrique et de servir de stockage saisonnier sans carbone, fournissant l’énergie quand la production renouvelable est faible et la demande forte, comme par exemple en hiver en Europe.

En Allemagne par exemple, poursuit le Conseil, dans un scénario avec 90% de renouvelables, on projette de gaspiller plus 170 TWh par an. Cela créerait une opportunité pour environ 60 GW d’électrolyse opérant de façon économique (à condition d’amélioration du réseau électrique).

J’ai déjà eu l’occasion de le dire (à propos du plan 100% électricité renouvelable de l’ADEME): le défaut de ce raisonnement, c’est de soutenir qu’on rentabilisera des électrolyseurs avec 2883 heures par an d’équivalent pleine puissance. Cela coûterait, nous dit le Conseil de l’Hydrogène, €140/MWh en 2030, contre… €400/MWh pour le pompage-turbinage hydraulique. Mais où sont-is aller chercher un chiffre pareil?

Ah mais c’est que le potentiel est immense pour l’hydrogène: en Allemagne toujours, assez pour stocker 110 TWh thermiques. Par comparaison, le pompage-turbinage, 162 GW aujourd’hui soit plus de 95% du stockage mondial d’électricité, serait limité à 1% de la demande annuelle mondiale d’énergie soit 0,3 exajoules ou 83 TWh. Là encore, on se demande d’où provient ce chiffre. L’étude du Joint Research Center chiffre le potentiel en Europe continentale (inclut la Turquie) à 95 TWh, dont 40 dans l’Union Européenne.

Est-ce que la réalité de l’hydro gène le Conseil de l’Hydrogène?

Alors bon, c’est un peu dommage d’appuyer la cause de l’hydrogène sur des arguments biaisés, parce que l’hydrogène jouera en effet une variété de rôles dans la transition énergétique et pour l’advenue d’un monde sans émissions de CO2, sur lequel je reviendrai bientôt.

Mais pour l’essentiel, cet hydrogène ne sera pas produit dans des conditions économiques douteuses avec les surplus des renouvelables variables, mais plutôt dans des installations fonctionnant 24/24 et 7/7, associant électrolyseurs et unité de méthanation et de transfor-mation de gaz synthétique en carburants liquides. Elles seraient alimentées en carbone d’origine atmosphérique capturé au sortir d’usines chimiques, de cimenteries, d’aciéries, de production de biocarburant voire de centrales électriques; et en électricité par un mix d’installations solaires, éoliennes et hydroélectriques (ou de pompage-turbinage) dédiées. Elles seraient donc à priori installées à proximité de zones où les ressources éoliennes et solaires sont excellentes et donc les facteurs de capacité très élevés, de façon à avoir une production continue, l’hydroélectricité ou le pompage-turbinage amortissant les fluctuations résiduelles.

Pour le reste, tout indique qu’il sera possible d’intégrer des proportions très élevées de renouvelables variables dans les réseaux – ceux qui desservent directement les consommateurs – avec un niveau très limité de dissipation par 1. un bon mix de technologies (et par exemple en Europe beaucoup plus d’éolien que de solaire pour mieux « coller » à la demande); 2) une bonne gestion de la demande (utilisant par exemple au maximum la flexibilité offerte par les batteries des véhicules électriques; 3. du stockage décentralisé en batteries et centralisé en stations de transfert d’énergie par pompage, existantes et à créer; 4. des usages plutôt thermiques des surplus (limités) d’électricité, par exemple en réchauffant les nappes sur lesquels on puise des calories par pompes à chaleur ou réseaux de chaleur; et 5. des centrales d’équilibrage qui fonctionneront rarement… mais pourront brûler des combustibles faits de carbone atmosphérique et d’hydrogène… venant desdites usines.