L’hydrogène,
un vecteur énergétique

L’hydrogène est l’élément chimique le plus simple : son noyau se compose d’un unique proton et son atome ne compte qu’un électron. La molécule de dihydrogène (H₂) est constituée de deux atomes d’hydrogène. On parle communément d’hydrogène pour désigner le dihydrogène.

L’élément hydrogène est très abondant à la surface de la Terre. Il est cependant lié à d’autres éléments chimiques, dans des molécules comme l’eau, les hydrocarbures. Les organismes vivants (animal ou végétal) sont également composés d’hydrogène. En plus de l’eau et des hydrocarbures, la biomasse constitue donc aussi une source potentielle d’hydrogène.

Le dihydrogène est un vecteur d’énergie, c’est-à-dire une forme transformée ou extraite d’énergie primaire. Comme pour l’électricité par exemple, en ce sens qu’il faut d’abord le produire à partir d’une autre source d’énergie (comme les hydrocarbures, ou l’eau grâce à l’électricité). Cette forme d’énergie peut en outre être stockée et transportée.

Récemment, d’importants gisements de dihydrogène naturel ont été découverts dans le sous-sol terrestre ou marin, et des permis d’exploration ont été accordés pour en évaluer le potentiel. Dès lors que son exploitation sera rendue possible, cet hydrogène pourra aussi être considéré comme une source d’énergie primaire, et non plus seulement comme un vecteur. Son caractère renouvelable restera à évaluer, en fonction de sa vitesse de génération naturelle.

L’hydrogène pourrait être massivement disponible, à condition de le produire en quantité suffisante, à un coût compétitif et à partir d’énergies bas carbone (nucléaire et renouvelables) afin de tenir les engagements de neutralité carbone en 2050.

Production de l’hydrogène

Produire l’hydrogène à partir d’hydrocarbures

Plus de 95 % du dihydrogène mondial est produit à partir d’énergies fossiles par vaporeformage du méthane, oxydation partielle d’hydrocarbures ou gazéification du charbon. Ces procédés, aujourd’hui les plus compétitifs, consistent à casser les molécules d’hydrocarbures sous l’action de la chaleur pour en libérer du dihydrogène. Ils sont cependant fortement émetteurs de CO₂, à hauteur de 11 à 19 kg de CO₂ par kg de H₂ produit.

Produire l’hydrogène à partir d’eau

L’enjeu aujourd’hui est de produire un hydrogène dit « bas carbone », c’est-à-dire dont la production est non ou faiblement émettrice de CO₂, et à un coût compétitif, de sorte de contribuer à la lutte contre le réchauffement climatique.

L’électrolyse permet de décomposer chimiquement l’eau en dioxygène (O₂) et dihydrogène (H₂) grâce à l’action d’un courant électrique. Cette voie, alimentée par une électricité d’origine nucléaire ou renouvelable, semble être aujourd’hui la plus prometteuse pour produire massivement cet hydrogène bas carbone. Elle est en forte croissance dans le monde. L’Agence internationale de l’énergie envisage une voie complémentaire, associant l’utilisation de procédés conventionnels – à partir d’énergies fossiles – à la capture et au stockage du CO₂ émis.

Trois voies principales sont utilisées (par ordre de maturité décroissante) :

• électrolyse alcaline,
• électrolyse à membrane échangeuse de protons (PEM)
• électrolyse à haute température (EHT).

Ces trois technologies présentent des avantages et inconvénients qui les rendent plus ou moins adaptées aux différents cas d’usages. 

La plus ancienne et la plus utilisée est l’électrolyse alcaline, avec environ 60 % du marché mondial. La PEM, représente quant à elle environ 40 % du marché (chiffres de 2023).
Comparée à l’alcaline, la PEM est plus performante – elle produit plus d’hydrogène par unité de surface –, est plus compacte, et se prête davantage à un fonctionnement flexible, bien adapté à l’intermittence des énergies renouvelables. Son point faible réside dans la quantité de métaux nobles nécessaire pour ses catalyseurs (platine et iridium) et de titane côté électrodes/assemblage, qui sont des matières premières onéreuses.

L’électrolyse à haute température (à oxydes solides) est la technologie la plus récente. Bien que très jeune – le tout premier système à avoir été mis en service au monde, c’était en 2014, et au CEA ! – l’EHT commence à être déployée à grande échelle. Cette technologie fonctionne avec de la vapeur d’eau portée entre 700 et 850 °C, contrairement aux deux autres procédés utilisant de l’eau liquide entre 40 et 80 °C. Cette température plus élevée permet d’obtenir des rendements jusqu’à 30 % supérieurs aux électrolyses alcaline et PEM, notamment grâce au possible couplage à de la chaleur fatale générée dans l’industrie lourde comme les aciéries, les cimenteries ou les verreries. Autre avantage, elle fonctionne sans métaux nobles ni titane. La contrepartie associée à la haute température réside dans la dégradation accélérée des matériaux et des temps de démarrage à froid plus longs.

Vu l’ampleur des besoins à venir – 20 millions de tonnes par an d’hydrogène bas carbone pour l’Europe en 2030, 64 millions au niveau mondial – ces trois voies d’électrolyse, complémentaires, seront mises à contribution. Mais les procédés à base de ressources fossiles cohabiteront encore un temps pour fournir les 150 millions de tonnes estimées par l’Agence internationale de l’énergie pour 2030, avec à cette échéance un ratio de 57 % de production fossile, 13 % avec capture de CO₂ et 30 % d’électrolyse, cette dernière part augmentant progressivement pour atteindre 72 % en 2050 (estimations de 2023).

D’autres technologies, plus disruptives, font l’objet de recherches, comme l’électrolyse AEM, pour anion exchange membrane. L’AEM combine le meilleur des électrolyses PEM et alcaline, à savoir des densités de courant plutôt élevées, des contraintes allégées sur les matériaux (membrane non fluorée, quantité minime de métaux nobles, voire leur suppression totale à un horizon de quelques années).
Sur toutes ces technologies, la recherche continue pour accroître la compétitivité des électrolyseurs face aux procédés fossiles en progressant en performance, durabilité et coûts.

Produire l’hydrogène à partir de la biomasse

La biomasse (bois, paille, etc.) pourrait constituer une source potentielle importante d’hydrogène. Sa gazéification à la vapeur d’eau génère un mélange appelé « gaz de synthèse », principalement constitué de monoxyde de carbone et de dihydrogène, que l’on purifie ensuite pour éliminer les polluants. 

Le procédé de pyrolyse de la biomasse est également envisagé, produisant de l’hydrogène, du biométhane, des composants liquides (huiles et hydrocarbures de synthèse) et du carbone solide. Ce procédé consiste en un traitement thermique à haute température (entre 250 et 1 500°C) de matières relativement sèches, en absence ou défaut d'oxygène.

Notons toutefois que d’autres usages de la biomasse peuvent s’avérer plus pertinents que sa transformation en hydrogène : fabrication de biocarburants ou de biométhane notamment, en remplacement ou en complément du méthane fossile dans les canalisations de gaz de ville par exemple. Cette fabrication de biométhane est obtenue par le procédé de méthanisation, qui consiste à chauffer les matières organiques dans un milieu pauvre en oxygène, ce qui favorise leur dégradation par les bactéries et induit la production de méthane.

Des études plus prospectives visent à produire de l’hydrogène par des microalgues ou des bactéries qui utilisent l’énergie de la lumière et des enzymes spécifiques : les hydrogénases. L’idée consiste à mimer chimiquement ces réactions, pour développer des réacteurs bio-inspirés de production d’hydrogène. Ces procédés sont encore en phase de recherche amont.

Exploiter l'hydrogène naturel

Une autre approche vise à exploiter des sources d’hydrogène naturel, dont on a pendant longtemps cru qu’elles n’existaient pas. Des gisements ont en effet récemment été découverts, y compris en France, comme en Lorraine en 2022 à un peu plus de 1 000 m de profondeur, avec un potentiel qui pourrait être extrêmement important selon certains experts. D’autres sources ont été identifiées à plusieurs endroits dans le monde, notamment en Afrique (près de Bourakébougou au Mali) où un gisement est exploité par la société Hydroma (pour le moment avec un débit très faible) et aux Etats-Unis, où des forages ont été ouverts à des fins de recherche.

La France a également engagé des financements dans le cadre de France 2030 pour cartographier ses gisements et avancer sur les techniques extractives les plus respectueuses de l'environnement qui permettront d’exploiter cet hydrogène. Un premier permis d’exploration a ainsi été délivré dans les Pyrénées-Atlantiques en novembre 2023. D’autres sont en cours d’instruction.

Cette filière est encore très immature. A ce jour, les connaissances sur cet hydrogène naturel restent embryonnaires, et les questions liées à sa captation, à sa purification (ces sources contiennent d’autres composants, voire des polluants en grand nombre) et au modèle économique associé ne sont pas résolues. A elle seule, elle ne permettrait pas d’atteindre à court terme les gigantesques volumes d’hydrogène nécessaires pour remplir les objectifs de décarbonation.

Stockage et transport de l’hydrogène

L’hydrogène ne peut jouer son rôle de vecteur d’énergie que si l’on peut le stocker efficacement, à moindre coût et dans des conditions de sécurité acceptables.
A température ambiante et pression atmosphérique, l’hydrogène se présente sous forme de gaz peu dense et très volatile, en raison de la petite taille de sa molécule. L’enjeu est de créer des réservoirs compacts et à bas coût.

Différents modes de stockage sont étudiés.
Lorsqu’il n’est pas nécessaire de réduire le volume de stockage (par exemple, pour des applications stationnaires), on peut l’envisager sous forme gazeuse à une pression relativement basse (30-50 bars). Ce moyen de stockage, peu coûteux, est parfaitement maîtrisé.

Le stockage sous forme liquide à basse pression est actuellement principalement réservé à certaines applications de très hautes technologies comme la propulsion spatiale. Il permet de stocker de grandes quantités d’hydrogène dans un volume restreint. Les réservoirs actuels conditionnent l’hydrogène à – 253 °C sous 10 bars. Mais il est impossible d’éviter les fuites : même très bien isolés, les réservoirs absorbent de la chaleur qui vaporise lentement le liquide. Ce phénomène est connu sous le nom de « boil-off », engendrant une surpression qui doit être évacuée.

Afin d’atteindre une compacité accrue, notamment pour les usages mobilité, tout en évitant les inconvénients liés aux très basses températures du stockage à l’état liquide, le stockage à l’état gazeux sous haute pression (350 ou 700 bars) est privilégié. Il s’agit de concilier imperméabilité, résistance aux hautes pressions et résistance aux chocs en travaillant sur une architecture et des matériaux adaptés au réservoir. La recherche de matériaux alternatifs est également de mise pour baisser l’impact carbone de ces réservoirs (en fibres de carbone difficilement recyclables) et leurs coûts de fabrication.

Une autre voie de recherche porte sur le stockage solide, avec l’utilisation de matériaux appelés hydrures qui ont la capacité d’absorber et désorber l'hydrogène de manière réversible, sous condition de température. Le stockage dans les hydrures est le moyen le plus efficace pour obtenir une forte densité volumique d'énergie. Mais cela se fait au détriment du poids, puisqu’il faut ajouter au bilan le poids du matériau dans lequel l'hydrogène s'insère.

Enfin, une dernière voie de stockage est possible, sous forme chimique. Il s’agit d’utiliser des substances liquides qui contiennent dans leur structure chimique un nombre important d’atomes d’hydrogène récupérables par une réaction chimique. L’ammoniac est une solution particulièrement envisagée pour le transport longue distance d’hydrogène par voie maritime. Mais on peut aussi mentionner les LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carrier), comme par exemple le methanol, le DME (dimethyl ether) ou le toluène. Des recherches existent autour d’autres substances chimiques non toxiques. Dans tous les cas, les réactions réversibles d’hydrogénation/déshydrogénation entraînent de nécessaires processus chimiques avec catalyseurs assortis d’échanges thermiques importants.
Selon l’utilisation visée de l’hydrogène, les critères de coût, performance, compacité ou poids de ces différentes technologies sont arbitrés.

Le transport de l’hydrogène sur de longues distances, via des pipelines, est une solution fortement envisagée au niveau européen. L’hydrogène ayant cependant un effet fragilisant sur les matériaux des pipelines et des organes présents sur le réseau (compresseurs, vannes…), la recherche continue pour comprendre ces mécanismes de fragilisation des aciers et trouver les meilleures parades, ou définir les modalités d’inspection les plus appropriées.

Utilisation de l’hydrogène

L’hydrogène est tout à la fois une matière première pour l’industrie lourde, un vecteur énergétique qui permet de produire de l’électricité via des piles à combustible, et aussi un élément qui permet de produire des carburants de synthèse et des molécules d’intérêt, notamment pour la chimie.
L’hydrogène aujourd’hui utilisé est massivement issu d’énergies fossiles. L’hydrogène bas carbone répond en revanche aux défis de la transition énergétique. Ses usages, multiples, pourraient considérablement se développer dans les années à venir :

• Industrie lourde
  L’hydrogène est couramment utilisé dans l’industrie pétrolière et chimique comme matière première (production d’ammoniac notamment pour la fabrication d’engrais ; production de méthanol…) et pour désulfurer les carburants pétroliers. Ces usages consomment autour de 90 % de la production mondiale d’hydrogène, quasi-exclusivement produit à partir d’énergies fossiles. Ce secteur, qui devra se conformer à la législation en matière de baisse des émissions de CO₂, pourrait à l’avenir intégrer de l’hydrogène bas carbone dans ses procédés, sous réserve de réaliser des investissements conséquents dans ses infrastructures..
  La sidérurgie (production d’acier) envisage d’utiliser massivement de l’hydrogène pour sa décarbonation, en remplacement du coke issu du charbon, pour la réduction du minerai de fer.
  L’industrie (ciment, verre, métallurgie) pourrait également utiliser l’hydrogène en remplacement du gaz naturel, pour alimenter les brûleurs des procédés industriels, lorsque l’électrification directe n’est techniquement pas possible ou trop coûteuse.

• Solution de stockage d’énergie et de flexibilité du mix électrique.
  Produit durant les périodes où le kWh est peu cher et où les capacités de production d’électricité bas carbone (énergies renouvelables, nucléaire) sont largement disponibles, puis stocké, l’hydrogène pourrait être utilisé comme un outil de flexibilité du mix électrique. En France métropolitaine, la nécessité de stockage des énergies intermittentes est à court terme limitée, du fait de capacités de production pilotables suffisantes. Cette solution peut être envisagée dans les régions isolées comme les îles, en remplacement de centrales au charbon ou au fioul.

• Propulsion des véhicules lourds (transports routiers, ferroviaires, maritimes, aériens), difficilement électrifiables directement (batteries trop lourdes et encombrantes, temps de recharge trop longs, manque d’autonomie), grâce à une électricité fournie par des piles à combustible.
  Pour les voitures individuelles, bien que la technologie des piles à combustible soit mature, le marché est pour le moment quasiment fermé à l’hydrogène car dominé par les batteries. Seuls les usages intensifs (taxis par exemple) pourraient justifier l’usage de l’hydrogène.
  L’emploi direct d'hydrogène comme carburant dans des moteurs thermiques, qui n’émet pas de CO₂, est aussi envisagé, mais le procédé souffre d’un plus faible rendement énergétique et génère des émissions nocives (NOx).
  

• Production de carburants de synthèse et de molécules d’intérêt pour la chimie et l’énergie.
  L’hydrogène peut être combiné à du CO₂ (capté dans l’air, dans les fumées industrielles, issu de la transformation de biomasse, de déchets organiques, etc.) dans une logique d’économie circulaire du carbone, pour reconstituer des chaînes carbonées. Des verrous scientifiques et techniques, ainsi que des questions de rendement et de rentabilité économique restent cependant à lever.
  o    Composés de base : e-monoxyde de carbone, e-éthylène, e-naphtas (les naphtas, mélanges d’hydrocarbures actuellement issus de la distillation du pétrole, sont les matières premières des plastiques) ;
  o    e-méthane, à la place du méthane fossile, ré-injectable dans les réseaux de gaz naturel, et pour les secteurs dépendants de ce gaz ;
  o    e-carburants : e-méthanol, e-méthane, e-kérosène, e-diesel. Ces carburants de synthèse, et notamment le e-kérosène, pourraient à moyen terme être utilisés dans le secteur aérien du fait de la réglementation européenne. Celle-ci lui impose dès 2035 d’utiliser 20 % de carburants durables (dont au moins 5 % d’e-kérosène), et 70 % en 2050, dont au moins 35 % d’e-kérosène. L’e-ammoniac (e-NH₃) est aussi considéré comme un possible carburant, notamment pour le transport maritime.