Hydrogène
Il y a eu plusieurs vagues d'intérêt pour l'hydrogène dans le passé. Celles-ci étaient principalement dues aux chocs des prix du pétrole, aux inquiétudes concernant le pic de la demande de pétrole ou la pollution de l'air, et la recherche sur les carburants alternatifs. L'hydrogène peut contribuer à la sécurité énergétique en fournissant un autre vecteur énergétique avec des chaînes d'approvisionnement, des producteurs et des marchés différents ; cela peut diversifier le mix énergétique et améliorer la résilience du système. L'hydrogène peut également réduire la pollution de l'air lorsqu'il est utilisé dans des piles à combustible, sans autres émissions que l'eau. Il peut favoriser la croissance économique et la création d'emplois étant donné les investissements importants nécessaires pour le développer en tant que vecteur énergétique à partir d'une matière première industrielle.
La transformation énergétique nécessite un changement majeur dans la production d'électricité des combustibles fossiles vers des sources renouvelables comme l'énergie solaire et éolienne, une plus grande efficacité énergétique et l'électrification généralisée des utilisations de l'énergie des voitures au chauffage et au refroidissement des bâtiments.
L'hydrogène vert fournit un lien entre la production d'électricité renouvelable croissante et durable et les secteurs difficiles à électrifier. L'hydrogène en général est un vecteur d'énergie approprié pour les applications éloignées des réseaux électriques ou qui nécessitent une densité énergétique élevée, et il peut servir de matière première pour les réactions chimiques afin de produire une gamme de carburants synthétiques et de matières premières.
Les avantages supplémentaires de l'hydrogène vert comprennent : le potentiel de flexibilité et de stockage supplémentaires du système, qui soutiennent le déploiement ultérieur de l'énergie renouvelable variable (ERV) ; contribution à la sécurité énergétique; réduction de la pollution atmosphérique ; et d'autres avantages socio-économiques tels que la croissance économique et la création d'emplois, et la compétitivité industrielle.
L'hydrogène vert est un vecteur énergétique qui peut être utilisé dans de nombreuses applications différentes (Figure 1). Cependant, son utilisation réelle est encore très limitée. Chaque année, environ 120 millions de tonnes d'hydrogène sont produites dans le monde, dont les deux tiers sont de l'hydrogène pur et un tiers est en mélange avec d'autres gaz. La production d'hydrogène est principalement utilisée pour le raffinage du pétrole brut et pour la synthèse d'ammoniac et de méthanol, qui représentent ensemble près de 75 % de la demande combinée d'hydrogène pur et mixte.
La production d'hydrogène d'aujourd'hui est principalement basée sur le gaz naturel et le charbon, qui représentent ensemble 95% de la production. L'électrolyse produit environ 5 % de l'hydrogène mondial, en tant que sous-produit de la production de chlore.
Figure 1, Production, conversion et utilisations finales d'hydrogène vert dans l'ensemble du système énergétique
L'hydrogène peut être produit avec de multiples procédés et sources d'énergie ; une nomenclature de codes de couleurs est de plus en plus utilisée pour faciliter la discussion (Figure 2).
Figure 2 Nuances d'hydrogène sélectionnées
L'hydrogène vert est en concurrence à la fois avec les combustibles fossiles et avec d'autres nuances d'hydrogène. Il est donc important de comprendre les facteurs qui déterminent le coût de l'hydrogène vert.
Le coût de production de l'hydrogène vert dépend du coût d'investissement des électrolyseurs, de leur facteur de capacité qui mesure la consommation réelle de l'électrolyseur et du coût de l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables.
D'ici 2020, le coût d'investissement pour un électrolyseur alcalin est d'environ 750-800 USD par kilowatt (kW). Si le facteur de capacité de l'installation d'hydrogène vert est faible, par exemple inférieur à 10 % (moins de 876 heures de pleine charge par an), ces coûts d'investissement sont répartis entre quelques unités d'hydrogène, se traduisant par des coûts d'hydrogène de 5 à 6 USD/kg ou plus, même lorsque l'électrolyseur fonctionne avec de l'électricité à prix zéro. En comparaison, le coût de l'hydrogène gris est d'environ 1 à 2 USD/kg d'hydrogène (en considérant une fourchette de prix du gaz naturel d'environ 1,9 à 5,5 USD par gigajoule [GJ]). Cependant, si les facteurs de charge sont plus élevés, les coûts d'investissement contribuent moins au coût du kilogramme d'hydrogène vert. Par conséquent, à mesure que le facteur de charge de l'installation augmente, la contribution du coût d'investissement de l'électrolyseur au coût final de production d'hydrogène par kg diminue et le prix de l'électricité devient un élément de coût plus pertinent.
A prix de l'électricité donné, la part d'électricité dans le coût final de l'hydrogène dépend de l'efficacité du procédé. Par exemple, avec un rendement d'électrolyseur de 0,65 et un prix de l'électricité de 20 USD par mégawattheure (MWh), la composante électricité du coût total s'élèverait à 30 USD/MWh d'hydrogène, soit l'équivalent de 1 USD/kg.
Compte tenu du coût relativement élevé des électrolyseurs aujourd'hui, une électricité à bas prix est nécessaire (de l'ordre de 20 USD/MWh) pour produire de l'hydrogène vert à des prix comparables à l'hydrogène gris. L'objectif des producteurs d'hydrogène vert est désormais de réduire ces coûts, en utilisant différentes stratégies (IRENA, à paraître). Une fois que les coûts des électrolyseurs auront baissé, il sera possible d'utiliser de l'électricité renouvelable à coût plus élevé pour produire de l'hydrogène vert à un prix compétitif.
Le transport de l'hydrogène génère des coûts supplémentaires. Les coûts de transport sont fonction du volume transporté, de la distance et du vecteur énergétique. A faible volume, le coût de transport d'hydrogène comprimé sur 1 000 km dans un camion est d'environ 3,5 USD/kg. Pour les gros volumes, l'expédition d'ammoniac vert est l'option la moins coûteuse et n'ajoute que 0,15 USD/kg d'hydrogène (sans tenir compte des coûts de conversion, c'est-à-dire du craquage). Des coûts aussi bas peuvent être obtenus en utilisant de grands pipelines (environ 2 000 tonnes par jour) sur de courtes distances. Le transport d'hydrogène par pipeline peut représenter un dixième du coût du transport de la même énergie que l'électricité.
Le coût et les performances d'aujourd'hui ne sont pas les mêmes pour toutes les technologies d'électrolyseur (voir le tableau 1). Les électrolyseurs alcalins et PEM sont les plus avancés et déjà commerciaux, tandis que chaque technologie a son propre avantage concurrentiel. Les électrolyseurs alcalins ont le coût d'installation le plus bas, tandis que les électrolyseurs PEM ont une empreinte beaucoup plus petite, combinée à une densité de courant et une pression de sortie plus élevées. Pendant ce temps, l'oxyde solide a le rendement électrique le plus élevé. Comme la pile de cellules ne représente qu'une partie de l'empreinte de l'installation d'électrolyseur, une empreinte de pile réduite d'environ 60 % pour les PEM par rapport aux alcalines se traduit par une réduction de 20 à 24 % de l'empreinte de l'installation, avec une empreinte estimée à 8 hectares (ha) -13 ha pour une installation de 1 GW en PEM, contre 10 ha-17 ha en alcalin. Les écarts de coûts et de performances devraient se réduire au fil du temps, à mesure que l'innovation et le déploiement de masse de différentes technologies d'électrolyse conduisent à une convergence vers des coûts similaires.
Tableau 1, Indicateurs de performance clés pour quatre technologies d'électrolyseurs aujourd'hui et en 2050.
L'électrolyseur est composé de la cheminée (où a lieu la séparation réelle de l'eau en hydrogène et en oxygène) et du reste de l'installation, qui comprend l'alimentation électrique, l'alimentation en eau et la purification, la compression, éventuellement l'électricité et les tampons d'hydrogène et le traitement de l'hydrogène. Les deux composants sont importants pour le coût, car ils ont des parts de coûts similaires. Le plus grand potentiel de réduction des coûts à court terme réside dans cet équilibre de l'usine, tandis que la R&D est nécessaire pour réduire le coût de la pile et augmenter ses performances et sa durabilité, car les compromis entre ceux-ci sont importants.
La flexibilité des piles alcalines et PEM est suffisante pour suivre les fluctuations du vent et du solaire. La flexibilité du système est cependant limitée par l'équilibre de l'installation (par exemple les compresseurs) plutôt que par la cheminée. De plus, la flexibilité dans les échelles de temps à très court terme impliquées (c'est-à-dire inférieures à la seconde) n'est pas la proposition de valeur clé pour les électrolyseurs, car leur valeur système clé réside dans le stockage d'énergie en vrac. Cela dissocie efficacement la variabilité de la production de la stabilité de l'hydrogène et de l'électricité à la demande de X (PtX) via le stockage d'hydrogène dans les infrastructures gazières (par exemple, les cavernes de sel, les pipelines) et le stockage des e-carburants liquides.
Il n'y a pas de technologie d'électrolyseur unique qui fonctionne mieux dans toutes les dimensions. Le futur mix technologique dépendra de l'innovation et de la concurrence entre les technologies et les fabricants clés, ce qui conduira à des améliorations technologiques et à une meilleure adéquation aux différentes technologies et conceptions de systèmes dans chaque application spécifique.
L'utilisation de l'eau et des terres ne constitue pas un obstacle à la mise à l'échelle. Dans les endroits soumis à un stress hydrique, la source d'eau pour la production d'hydrogène doit être explicitement prise en compte dans les stratégies et précisée dans la planification du projet. Lorsque l'accès à l'eau de mer est disponible, le dessalement peut être utilisé avec un impact limité sur le coût et l'efficacité, en déployant potentiellement des installations de dessalement polyvalentes pour fournir des avantages locaux. Une usine de 1 GW pourrait occuper environ 0,17 kilomètre carré (km2) de terrain, ce qui signifie que 1 000 GW d'électrolyse occuperaient une superficie équivalente à Manhattan (New York).
Les électrolyseurs d'eau sont des dispositifs électrochimiques utilisés pour diviser les molécules d'eau en hydrogène et en oxygène par le passage d'un courant électrique. Ils peuvent être fragmentés en trois niveaux (voir Figure 4) :
La cellule est le cœur de l'électrolyseur et c'est là que se déroule le processus électrochimique. Il est composé des deux électrodes (anode et cathode) immergées dans un électrolyte liquide ou adjacentes à une membrane d'électrolyte solide, de deux couches de transport poreuses (qui facilitent le transport des réactifs et l'évacuation des produits), et des plaques bipolaires qui assurent le support mécanique et répartir le flux.
L'empilement a une portée plus large, qui comprend plusieurs cellules connectées en série, des entretoises (matériau isolant entre deux électrodes opposées), des joints, des cadres (support mécanique) et des plaques d'extrémité (pour éviter les fuites et collecter les fluides).
Le niveau du système (ou l'équilibre de l'installation) va au-delà de la cheminée pour inclure des équipements de refroidissement, de traitement de l'hydrogène (par exemple pour la pureté et la compression), la conversion de l'entrée d'électricité (par exemple, transformateur et redresseur), le traitement de l'alimentation en eau (par exemple la déionisation) et sortie de gaz (par exemple d'oxygène).
L'eau purifiée est introduite dans le système à l'aide de pompes de circulation, ou également par gravité. L'eau atteint ensuite les électrodes en s'écoulant à travers les plaques bipolaires et à travers les couches de transport poreuses. Au niveau de l'électrode, l'eau est divisée en oxygène et hydrogène, avec des ions (généralement H+ ou OH-) traversant un électrolyte à membrane liquide ou solide. La membrane ou diaphragme entre les deux électrodes est également chargée de maintenir séparés les gaz produits (hydrogène et oxygène) et d'éviter leur mélange. Ce principe général est resté le même pendant des siècles, mais la technologie a évolué depuis que William Nicholson et Anthony Carlisle l'ont développée pour la première fois en 1800.
Figure 3, Composants de base des électrolyseurs d'eau à différents niveaux
TECHNOLOGIES D'ÉLECTROLYSE
Le principe de l'électrolyse de l'eau est simple, mais il permet la construction de différentes variantes technologiques basées sur divers aspects physico-chimiques et électrochimiques. Les électrolyseurs sont généralement divisés en quatre technologies principales. Ceux-ci se distinguent en fonction de l'électrolyte et de la température de fonctionnement, qui à leur tour guideront la sélection des différents matériaux et composants.
Les principes de tous les types de cellules d'électrolyse disponibles dans le commerce sont illustrés à la figure 6. De nombreuses variantes existent au sein de chaque technologie, les différences les plus radicales étant liées à la conception de la cellule, à la variation au sein des composants et au degré de maturité technologique.
Les membranes échangeuses d'oxydes solides et d'anions (AEM) ont un potentiel élevé, mais sont des technologies beaucoup moins matures, avec seulement quelques entreprises et fabricants d'équipement d'origine (OEM) impliqués dans leur fabrication et leur commercialisation. Ces derniers sont majoritairement basés en Europe.
Il existe quatre types d'électrolyseurs : les membranes électrolytiques alcalines et polymères (PEM) sont déjà commerciales, tandis que la membrane échangeuse d'anions (AEM) et l'oxyde solide, désormais à l'échelle du laboratoire, promettent un grand pas en avant.
Figure 4, Différents types de technologies d'électrolyse disponibles dans le commerce.
Le tableau 2 résume les conditions de fonctionnement et les composants les plus importants pour les quatre types d'électrolyseurs. Les cellules colorées représentent des conditions ou des composants avec une variation significative de différents fabricants ou institutions de R&D. À cet égard, cela donne également une idée des technologies moins matures, ce qui est clair pour les types AEM et oxyde solide.
Utilisation de l'eau pour la production d'hydrogène vert
La production d'hydrogène vert utilise l'eau comme matière première clé et l'électricité renouvelable comme source d'énergie pour séparer l'hydrogène et l'oxygène de l'eau dans un électrolyseur.L'eau, la plus pure possible, est donc un intrant clé. Si le niveau de pureté requis varie selon les technologies, le coût de la purification de l'eau est marginal, à commencer par l'eau de mer dessalée (bien en deçà de 1 USD/mètre cube (m3) d'eau). Cependant, les impuretés dans l'eau auront un impact majeur sur la durée de vie de la pile d'électrolyseurs, ce qui peut à son tour affecter le coût de l'hydrogène en augmentant l'annuité de l'électrolyseur dans le coût de l'hydrogène. En plus des coûts de dessalement, la nécessité de tout traitement de l'eau dans la pile d'électrolyseur nécessite des coûts supplémentaires (par exemple, un déioniseur). Celles-ci peuvent potentiellement devenir importantes, selon le niveau de pureté requis, mais ont encore un faible impact sur le coût global de l'hydrogène, puisqu'elles restent en général autour de 1 USD/m3, soit moins de 0,01 USD/kg H2.
L'utilisation de l'eau n'est pas un obstacle à l'intensification de l'électrolyse. Même dans les endroits soumis à un stress hydrique, le dessalement de l'eau de mer peut être utilisé avec des pénalités limitées en termes de coût ou d'efficacité
D'un point de vue stoechiométrique pur, 1 kg d'hydrogène nécessite 9 kg d'eau en entrée. Cependant, en raison de certaines inefficacités du processus, compte tenu du processus de déminéralisation de l'eau, avec une consommation d'eau typique, le rapport peut varier entre 18 kg et 24 kg d'eau par kilo d'hydrogène. La consommation d'eau la plus importante est en fait en amont et elle est la plus élevée lorsque l'électrolyseur est couplé au PV. La consommation d'eau pour l'hydrogène vert issu du PV peut varier entre 22 et 126 kg d'eau par kg d'hydrogène en fonction du rayonnement solaire, de la durée de vie et de la teneur en silicium. La rareté de l'eau est très spécifique à une région car elle compare l'utilisation de l'eau à la reconstitution de l'eau dans la région, de sorte que des évaluations d'impact locales sont nécessaires lorsqu'il y a production d'hydrogène dans les régions en situation de stress hydrique. L'une des méthodes permettant d'évaluer l'impact de l'utilisation de l'eau au niveau médian est la méthode Available WAter REmaining (AWARE) développée par un groupe de travail de l'Initiative du cycle de vie du PNUE-SETAC.
En termes d'impact de la production d'hydrogène sur la disponibilité de l'eau, ce n'est clairement pas un problème, tant que l'hypothèse est que l'eau de mer dessalée est utilisée. Si l'eau douce est la source d'eau préférée, une comparaison peut être faite avec la consommation actuelle d'eau douce pour les centrales thermiques. En considérant un très gros électrolyseur de 1 GW, fonctionnant avec un rendement de 75 % pendant 8 000 heures par an, la production annuelle d'hydrogène serait de 0,15 million de tonnes d'hydrogène et 3 millions de tonnes d'eau (en supposant 20 kg d'eau consommée par kilo d'hydrogène) . Cela correspond à la consommation d'eau d'une petite ville (environ 70 000 habitants) avec une consommation de 45 m³ par habitant. L'acceptabilité de ceci dépendra de la disponibilité de l'eau à l'emplacement de l'usine, le dessalement restant une option clé à faire partie de la conception de l'usine, en particulier dans les régions à stress hydrique. La source d'eau pour la production d'hydrogène à grande échelle doit être explicitement prise en compte dans les stratégies de l'hydrogène, car les volumes peuvent être importants pour les régions soumises à un stress hydrique. Le dessalement peut cependant être déployé conjointement pour la production d'hydrogène ainsi que pour d'autres utilisations (par exemple, la consommation humaine et l'agriculture), la production d'hydrogène contribuant à augmenter l'approvisionnement en eau en stimulant le déploiement d'installations de dessalement polyvalentes dans les régions en situation de stress hydrique.
Pour les 19 exajoules (EJ) d'hydrogène vert attendus (environ 160 mégatonnes [Mt]) dans le scénario de transformation de l'énergie de l'IRENA Global Renewables Outlook, nous aurions besoin d'environ 3 milliards de m3 d'eau par an en 2050. Cela représente 0,08 % de la consommation mondiale actuelle d'eau douce. Comme l'eau douce est utilisée pour une multiplicité d'utilisations non énergétiques (par exemple l'agriculture), une meilleure comparaison est la consommation actuelle des centrales thermoélectriques, qui est nettement plus élevée : par exemple, la consommation d'eau estimée des centrales thermiques aux États-Unis en le scénario de référence 2030 était de 5,8 milliards de m3. Même pour des scénarios plus ambitieux, où la décarbonation est plus rapide et où l'hydrogène joue un rôle plus important, la demande globale en eau serait relativement faible par rapport à la consommation mondiale d'eau. De plus, tout hydrogène vert produit qui est utilisé dans les piles à combustible à des fins de transport, ou éventuellement de réélectrification, produira de l'eau ultra pure qui pourra être récupérée là où cela est économiquement faisable, en particulier dans les applications stationnaires.
Production d'eau ultra pure pour l'alimentation des électrolyseurs pour l'hydrogène vert