Haut de page

Accueil » Tous les dossiers » L’hydrogène

L’hydrogène, essentiel aujourd’hui, indispensable demain

Le contexte mondial place actuellement la France face à de grands défis :

  • comment réduire les émissions polluantes et de gaz à effet de serre, dans la mobilité et la production énergétique ?
  • comment réduire la dépendance aux énergies fossiles ?
  • comment stocker l’énergie pour faciliter le déploiement des énergies de source renouvelable (EnR) et leur intégration dans le système énergétique ?
  • comment améliorer la santé et le bien-être des citoyens affectés par les pollutions diverses ?
  • comment contribuer à maintenir une France compétitive et innovante dans les grandes évolutions industrielles touchant à l’énergie et aux transports ?

L’hydrogène, vecteur énergétique polyvalent et flexible, apporte des solutions efficaces et décisives pour répondre à ces grands défis liés à la transition énergétique et à la croissance de demain.

L’hydrogène réduit la dépendance de la France aux énergies fossiles

Produit à partir d’énergies de source renouvelable diversifiées, au moyen par exemple de l’électrolyse de l’eau, l’hydrogène peut apporter à notre futur énergétique la sécurité d’approvisionnement nécessaire. Il peut être produit localement, partout sur le territoire où de l’énergie primaire est disponible et il est convertible en électricité par le biais d’une pile à combustible afin d’être utilisé dans de multiples applications telles que la mobilité (voitures particulières, véhicules utilitaires, bus, camions, etc.), le bâtiment et la ville de demain (production combinée d’électricité et de chaleur pour les usages résidentiels grâce à des piles à combustibles stationnaires), ainsi que l’industrie (pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre). Il peut également entrer dans la production de carburants et combustibles de synthèse (biocarburants, méthane de synthèse).

Si 95 % de la production de l’hydrogène s’effectue actuellement par reformage du gaz naturel (c’est-à-dire en cassant la molécule de méthane), la production d’hydrogène devrait progressivement évoluer vers la production par électrolyse à partir d’électricité décarbonée ou par vaporéformage du biométhane issu du biogaz. Ce processus permet ainsi aux territoires de produire une énergie neutre en CO2 en s’appuyant sur les ressources d’énergies renouvelables disponibles localement. Cela a un impact positif sur la balance commerciale, en réduisant les importations d’énergie fossile et en améliorant ainsi l’indépendance énergétique du pays. Le coût de l’hydrogène produit reste élevé actuellement, ce qui exige de poursuivre les efforts afin d’améliorer les conditions économiques de cette production.

L’hydrogène permet de développer la mobilité électrique nécessaire à la réduction des émissions (CO2, NOx, particules) dans les transports

En France, les transports représentent près de 30 % des consommations globales d’énergie et, à ce titre, absorbent plus de 70 % de nos importations pétrolières, contribuant à notre dépendance énergétique extérieure et au déficit commercial.

L’hydrogène permet d’offrir aux véhicules électriques une autonomie et une rapidité de recharge comparables à celles des véhicules actuels. Grâce au stockage de l’hydrogène dans des réservoirs pressurisés à 350 bars ou 700 bars, le véhicule emporte la quantité d’énergie nécessaire à une autonomie de plus de 500 kilomètres pour un temps de remplissage de moins de 5 minutes.

Les progrès réalisés ces dernières années dans le domaine des piles à combustible (durée de vie et quantité de platine mise en œuvre) rendent maintenant possible la production commerciale de véhicules à hydrogène .C’est ce que font les constructeurs Hyundai (avec son ix35) et Toyota (avec le lancement récent de la Mirai). En France, l’entreprise SymbioFCell équipe de prolongateurs d’autonomie à hydrogène des Kangoo ZE de Renault.

Un consortium d’acteurs privés et publics, Mobilité Hydrogène France, fédérés par l’AFHYPAC, a présenté en octobre 2014 un plan de déploiement sur le territoire national d’infrastructures de recharge d’hydrogène. L’étude s’appuie sur les demandes réelles et immédiates des premiers marchés professionnels que constituent les flottes captives, avant d’étendre le réseau à l’ensemble du territoire pour le marché de masse du grand public.

Les bénéfices d’un tel déploiement sont importants : outre la création d’emplois, il permettrait de réduire les émissions de CO2 et autres polluants atmosphériques. On estime qu’en termes de santé publique, il permettrait d’épargner 500 millions d’euros entre 2015 et 2030.

L’hydrogène permet le stockage massif de l’énergie pour faciliter le déploiement des EnR et les intégrer au système énergétique français

Le déploiement de plus en plus important des énergies de sources renouvelables, par nature variables comme le solaire et l’éolien entraîne un changement de paradigme : nous passons en effet d’un modèle où les moyens de production génèrent l’électricité en fonction de la demande, à un système où la production d’électricité proviendra de plus en plus de sources renouvelables dont la production est variable, totalement déconnectée de la demande. Il s’agira donc d’adapter cette production variable à la demande des utilisateurs.

Plusieurs scenarii présentés lors du Débat national sur la transition énergétique, dont en particulier celui de l’ADEME, mettent en évidence le nécessaire besoin de mobiliser des moyens de stockage massif dès que la part d’énergie renouvelable variable atteint une part significative dans le mix électrique. Des études financées par l’ADEME et les gestionnaires de réseau de gaz naturel (GRTgaz, GRDF) montrent que c’est un surplus compris entre 30 et 90 TWhe qui pourrait être disponible à l’horizon 2050. La mobilisation de tous les moyens disponibles (stockages traditionnels, stations de pompage hydraulique, gestion de la demande grâce aux Smart grids, exportations éventuelles vers les pays voisins) ne suffit pas à traiter ces surplus. Il subsiste un excédent qui peut être valorisé en transformant l’électricité en hydrogène par électrolyse. Le stockage de l’électricité renouvelable sous forme d’hydrogène est en effet le seul moyen de réaliser un stockage intersaisonnier de l’énergie pour des volumes importants. Ce stockage offre la possibilité de valoriser l’énergie renouvelable sous forme d’hydrogène dans de multiples applications : soit pour la mobilité à hydrogène soit pour l’industrie, soit enfin par l’injection dans les réseaux de gaz naturel qui constituent un potentiel de stockage, transport et valorisation très important (plusieurs dizaines de TWhe).

L’hydrogène offrira à l’économie française la compétitivité dont elle a besoin

La France est un acteur majeur de la recherche et de l’innovation dans le domaine de l’hydrogène énergie et des piles à combustibles, avec notamment le Centre national de la recherche scientifique (CNRS) et le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), mais aussi avec un nombre croissant de jeunes entreprises innovantes qui sont à l’origine de plusieurs premières mondiales. A cet égard ,on peut citer McPhy Energy pour le stockage « solide » d’hydrogène sous forme d’hydrure métallique ou la société SymbioFCell qui équipe des véhicules électriques à batterie (le Kangoo ZE de Renault par exemple) de prolongateurs d’autonomie (range extenders). Par ailleurs, les sociétés Pragma Industries et Atawey commercialisent le 1er vélo électrique à hydrogène, ce qui là encore constitue une première mondiale.

L’hydrogène énergie et les technologies qui s’y rapportent (électrolyseurs, piles à combustibles et leurs applications, moyens de stockage, etc.) représentent un nouveau et formidable potentiel économique dont l’avènement impactera les systèmes énergétiques et les écosystèmes industriels stratégiques pour la France.

De nombreux pays, tels que le Japon, l’Allemagne ou les États-Unis, ont dès à présent compris l’importance de l’hydrogène énergie et investissent aujourd’hui massivement dans son développement : mise en service de plus de 100 000 piles à combustible pour la cogénération résidentielle au Japon, plus de 5 000 chariots élévateurs en service aux États-Unis, 50 stations hydrogène pour véhicules en cours de déploiement en Allemagne, mais également au Danemark, en Suède, au Royaume-Uni, aux Pays-Bas, au Canada, etc.
De même, les vecteurs hydrogène et méthane de synthèse (power–to-gas) font l’objet de plusieurs projets de démonstration à échelle industrielle en Allemagne et en Italie. Le tableau ci-dessous l’illustre largement. La France qui a développé d’excellentes technologies dans ses centres de recherche doit maintenant s’engager plus résolument dans le déploiement industriel pour développer les emplois, réussir la transition énergétique et améliorer la qualité de vie des Français.

Conclusion

L’hydrogène constitue une solution technologique de stockage et de conversion d’énergie dans laquelle il est important d’investir dès aujourd’hui.

La France dispose des forces industrielles et scientifiques qui ont contribué au développement de ces technologies. Ainsi la France, deuxième plus gros marché européen pour les véhicules automobiles, a le potentiel de devenir leader dans l’hydrogène pour le transport et le stockage énergétique, à condition que des actions rapides associant pouvoirs publics et acteurs industriels soient engagées pour initier une dynamique porteuse.

L’émergence en France d’initiatives de déploiement concret au niveau régional qui seront autant de démonstrateurs technico-économiques des atouts de l’hydrogène pour optimiser l’intégration d’énergies renouvelables et pour contribuer à une mobilité propre est donc essentielle.

La loi sur la transition énergétique pour la croissance verte promulguée en Août dernier ainsi que la solution « Mobilité écologique » de l’ « Industrie du Futur » montrent clairement que les pouvoirs publics français ont pris la mesure des enjeux. Il convient maintenant d’amplifier l’action publique requise. L’hydrogène n’est pas l’unique solution mais, dans le monde qui vient, c’est ma conviction, il n’y a pas de solution sans l’hydrogène.

L’Association française pour l’hydrogène et les piles à combustible (AFHYPAC) regroupe l’ensemble des acteurs de cette filière industrielle en France : des filiales de grands groupes, des PME, des pôles de compétitivité, des laboratoires et instituts de recherche, des collectivités territoriales et des associations régionales.
Elle œuvre au développement de l’usage de technologies d’avenir autour du vecteur hydrogène énergie ainsi qu’à la création de compétences et d’emplois dans ce domaine en France.
Avec le concours de l’ADEME et de ses membres, l’AFHYPAC s’est fixée quatre grandes missions :

  1. communiquer sur les enjeux de la filière et sur les bénéfices et caractéristiques des technologies de production, stockage, distribution et reconversion éventuelle en électricité de l’hydrogène pour des usages énergétiques ;
  2. contribuer à lever les verrous qui freinent les projets de démonstration et de déploiement en France ;
  3. faciliter la concertation sociétale autour des objectifs nationaux et des initiatives locales ;
  4. influer sur le cadre réglementaire.





Cette fiche a été rédigée par l’ADEME



Les travaux de l’ADEME dans le développement de l’hydrogène énergie

S’appuyant sur des années de recherche et de mise au point en laboratoires publics ou privés, la maturité des technologies liées à l’énergie hydrogène et aux piles à combustible conduit aujourd’hui à de nombreux développements en aval, proches des conditions réelles d’application et de commercialisation. L’ADEME encourage et soutient ces développements. On distingue aujourd’hui trois domaines d’application, aux enjeux distincts pour la transition énergétique : la mobilité, le power-to-gas, ainsi que les applications stationnaires.

Mobilité décarbonée

Les véhicules à hydrogène sont des véhicules électriques, dont la chaîne de traction est alimentée par un système comprenant une pile à combustible. Celle-ci est généralement associée à une batterie, l’ensemble apportant à la fois la puissance et l’énergie nécessaires à l’usage du véhicule. Il existe différentes conceptions de véhicules à hydrogène, avec des degrés d’hybridation variables entre pile et batterie, selon que la pile est employée comme prolongateur d’autonomie ou comme élément de puissance. Si des constructeurs généralistes se lancent dans la commercialisation de modèles de voitures pour les particuliers (Toyota, Honda, Hyundai, Daimler), la mobilité à l’hydrogène recouvre tous les secteurs du transport, et de nombreux développements sont en cours dans les domaines routier (poids lourds, bus), de la logistique (engins de manutentions, chariots), fluvial et maritime (navettes, bateaux).

Le développement de la mobilité à l’hydrogène s’inscrit dans celui, plus vaste, de l’électromobilité pour des déplacements et du transport de marchandises dans les zones les plus vulnérables à la pollution atmosphérique, c’est-à-dire en milieu urbain ou péri-urbain. Dans ce cadre, l’introduction d’une pile à hydrogène dans un véhicule électrique peut avoir deux intérêts :

  • une grande autonomie énergétique : le véhicule dispose de plus de puissance et d’énergie embarquées, ce qui lui confère une autonomie supérieure à 250 kilomètres et offre la possibilité d’alimenter des équipements à bord (par exemple, la réfrigération).
  • une grande disponibilité : le remplissage d’un réservoir d’hydrogène s’opère en quelques minutes, ce qui rend le véhicule électrique plus disponible dans le cas de cycles d’utilisation rapprochés ou de contraintes fortes sur la recharge des batteries. Cela peut conduire à réduire la taille d’un parc de véhicules, en optimisant le taux d’emploi des véhicules électriques.

Le développement de l’électromobilité se traduira par des sollicitations de plus en plus fortes des réseaux publics de distribution d’électricité, en premier lieu par la recharge des batteries des véhicules électriques (recharges lentes ou normales, semi-rapides ou accélérées et rapides). L’hydrogène est à considérer comme un moyen supplémentaire ou alternatif de recharger ces véhicules, offrant une flexibilité accrue entre réseau et véhicules : le procédé d’électrolyse permet en effet de produire de l’hydrogène à partir d’électricité lorsque cela est possible ou souhaité (disponibilité de la production d’électricité, notamment EnR), l’hydrogène étant ensuite stocké en station et introduit dans le réservoir des véhicules. Le vecteur hydrogène permet ainsi de découpler dans le temps la sollicitation du réseau et le remplissage du réservoir d’hydrogène du véhicule électrique.

L’ADEME accompagne des projets d’expérimentation et de développement de véhicules hydrogène, en s’attachant à valider l’adéquation entre véhicules et usages. Le projet HyWay, coordonné par le pôle Tenerrdis, vise en particulier à tester auprès d’une trentaine d’utilisateurs professionnels, des véhicules Kangoo ZE équipés de prolongateurs d’autonomie à hydrogène. Ces véhicules sont alimentés par deux stations localisées à Lyon et Grenoble, qui seront à terme connectées à une production locale d’hydrogène par électrolyse.


Source : ADEME

Ce projet est une première réalisation qui met en application une proposition de plan de déploiement portée par l’Association française pour l’hydrogène et les piles à combustible (AFHYPAC), proposition dénommée « H2 Mobilité France » et à laquelle l’ADEME a participé. Ce plan propose de débuter le déploiement de la mobilité hydrogène par la mise en place de clusters ou stations hydrogène partagées entre opérateurs de flottes captives électriques, localisées dans les métropoles urbaines, pour lesquelles un modèle économique est envisageable.


Source : ADEME

Power-to-gas

Le développement accru des installations de production d’électricité renouvelable mettant en œuvre une énergie variable ou intermittente (notamment, l’éolien et le photovoltaïque) nécessite, à plusieurs niveaux des réseaux d’électricité, en amont et en aval, des installations de stockage d’électricité et des moyens de flexibilité pour équilibrer l’offre et la demande électrique. Le power-to-gas, qui consiste à convertir l’électricité en un gaz, stockable et injectable dans les réseaux existants de gaz naturel, est l’une des solutions envisageables à l’avenir. Deux voies sont particulièrement étudiées :

  • la production d’hydrogène, qui repose sur l’électrolyse de l’eau, mettant en œuvre des technologies matures ou en développement dont le rendement de conversion avoisine les 70 %. L’hydrogène est ensuite mélangé et injecté dans le réseau de gaz naturel. Actuellement, un taux d’incorporation de 6 % est réglementairement possible, des travaux sont menés pour aller au-delà de cette limite ;
  • la combinaison de cet hydrogène avec du CO2 pour former du méthane de synthèse par la réaction de méthanation (dite de Sabatier), qui peut être thermo-catalytique ou de nature biologique. Le méthane ainsi produit est très proche du contenu actuel des réseaux de gaz naturel et il n’existe pas de limite d’injection, hormis celle liée à la capacité physique des canalisations et du stockage.

Cette conversion du vecteur électrique au vecteur gaz s’inscrit, au-delà de la question du stockage, dans une logique de valorisation des excédents de production d’électricité vers les usages du gaz (chauffage, cuisson, gaz naturel véhicule, production d’électricité). Une étude prospective menée en 2014 pour le compte de l’ADEME, de GrDF et de GRTGaz, évalue à 3 TWhé les excédents électriques ainsi valorisables à l’horizon 2030 : ces excédents correspondent aux surplus de production sur de longues durées (> 12 heures), non gérables par les moyens de stockage de court et moyen termes (stations de transfert d’énergie par pompage – STEP, stockage électrochimique). Le coût de production de ce gaz est estimé entre 70 € et 150 € / MWhPCS, soit 2 à 4 fois les prévisions de prix du gaz naturel de l’Agence internationale de l’énergie à cette échéance.


Source : ADEME
Coûts de production des filières H2 et CH4 et des prix de valorisation (source : ADEME, GRTGaz, GrDF)

L’ADEME soutient et accompagne un premier démonstrateur de power-to-gas en France sur le territoire de la Communauté urbaine de Dunkerque, dans une région au fort potentiel éolien. Ce projet, dénommé GRHYD, est coordonné par le CRIGEN (centre de recherche d’Engie) et associe une dizaine de partenaires. Il consiste à expérimenter l’injection d’hydrogène dans le réseau local de distribution de gaz naturel, pour l’alimentation d’un éco-quartier de 200 logements. En parallèle, le mélange constitué d’hydrogène et de gaz naturel, appelé « Hythane® », sera utilisé comme combustible par la flotte de bus GNV de l’agglomération. L’ADEME a récemment sélectionné le projet HYCABIOME, coordonné par Solagro et qui vise la mise au point d’un pilote de méthanation biologique. Cette voie pourrait s’avérer intéressante à terme pour valoriser le CO2 contenu dans le biogaz et optimiser les installations de méthanisation.

Pour en savoir plus :

Lien vers la fiche lauréat de GRHYD

Stationnaire

Les piles à combustibles, dont les piles à hydrogène, sont des technologies de production d’électricité envisageables, outre le champ des applications embarquées, pour des usages stationnaires diffus. La conception modulaire des piles induit une large de gamme de puissance qui peut être couverte, de quelques dizaines de watts au mégawatt. On distingue différents principes de fonctionnement et technologies selon leur positionnement vis-à-vis des réseaux de distribution d’électricité :

  • absence du réseau : pour un site isolé du réseau (habitat, refuges, émetteurs et antennes télécom, etc.), une alimentation dédiée est généralement installée in situ et repose sur une énergie de source renouvelable disponible localement (photovoltaïque, éolien, etc.). Le stockage de l’énergie est essentiel pour assurer une alimentation du site toute l’année. Des solutions hybrides de stockage se développent, sur la base d’un stockage court terme (journalier ou hebdomadaire) par batterie et d’un stockage long terme (saisonnier). Dans ce cas, les excédents d’EnR sont électrolysés, l’hydrogène est stocké en basse pression ou sous forme d’hydrures par exemple, pour être reconverti en électricité via une pile à combustible lors des pics de consommation ;
  • secours au réseau : les piles à hydrogène basse température à électrolyte de type PEM (membrane échangeuse de protons) présentent des caractéristiques de fonctionnement (temps de réponse, stabilité) qui permettent de les employer comme moyens de production ponctuels an cas de défaillance du réseau d’électricité. Des expérimentations ont été menées dans ce domaine (data center, hôpitaux, applications stratégiques) : le coût d’acquisition de ces technologies reste cependant un frein à leur développement ;
  • cogénération : les piles à combustible peuvent, également, fonctionner en mode de production continue, et produire de manière combinée électricité et chaleur valorisée sur site. Dans ce cas, les piles à combustible, de type PEM associées à un reformeur interne, ou de type haute température à oxyde solide, par exemple, sont alimentées non en hydrogène, mais en un combustible carboné (gaz naturel, biogaz). Dans le cas d’un développement de la production d’électricité décentralisée, comme au Japon ou en Allemagne, les hauts rendements électriques des piles (de 30 à 60 %) en font des systèmes de cogénération intéressants pour les bâtiments résidentiels et tertiaires neufs, pour lesquels la part des besoins en électricité s’accroît au détriment des besoins thermiques. On pourra à terme envisager une commande et un pilotage intelligents de ces systèmes, pour un fonctionnement qui tienne compte des conditions du réseau électrique en temps réel.

L’ADEME accompagne dans ce domaine des projets de développement, qui contribuent à valoriser les EnR et l’efficacité énergétique des systèmes énergétiques au plus près des usages. Le projet THEMIS, piloté par la PME Atawey, consiste ainsi à mettre au point une alimentation autonome pour relais de communication. L’installation, destinée à des clients professionnels, s’appuie sur un stockage saisonnier d’électricité par hydrogène de 8 MWh. Le projet EPILOG, coordonné par GRDF, a pour objet de tester en conditions réelles chez l’habitant trois systèmes de cogénération par pile développés par la constructeur Viessmann.


Source : ADEME

L’hydrogène, vecteur pour la production de gaz vert

L’hydrogène peut être valorisé de plusieurs manières. L’une d’entre elles consiste à injecter ce gaz produit grâce à l’électrolyse de l’eau dans les réseaux de transport ou de distribution de gaz naturel.

Présentation de l’usage : le power-to-gas

La valorisation de l’électricité d’origine renouvelable mettant en œuvre une énergie fatale à caractère aléatoire produite durant les périodes de faible consommation est un des enjeux de la transition énergétique. Le réseau de gaz naturel peut offrir une solution grâce à la conversion de cette électricité excédentaire en gaz, réalisée par le procédé de power-to-gas.

Ce procédé consiste à utiliser l’électricité renouvelable excédentaire pour produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau, voire du méthane de synthèse après méthanation (c’est-à-dire recombinaison de l’hydrogène avec du dioxyde de carbone), puis à injecter cet hydrogène ou ce méthane de synthèse dans les réseaux de gaz naturel.


Source : GRDF

Les réseaux de gaz deviennent ainsi à la fois un lieu de stockage d’énergie et un vecteur de flexibilité pour l’ensemble du système énergétique. Permettant de transformer en gaz les surplus d’électricité, le power-to-gas permet ainsi de créer des passerelles entre les réseaux d’électricité et ceux de gaz naturel. Le power-to-gas peut apporter des services au système électrique et donc participer aux services système, notamment au réglage de la fréquence. Il permet d’éviter des investissements dans des réseaux électriques nécessaires au raccordement de capacités renouvelables nouvelles et de valoriser les investissements déjà faits dans les réseaux de gaz naturel.

Même si l’hydrogène ne peut actuellement être injecté qu’en quantité limitée (20 %) dans les réseaux de distribution et de transport de gaz naturel pour des raisons de sécurité, de risques de fuites, de compatibilité avec les utilisateurs finaux, de compatibilité avec les conduites, etc., cette possibilité donne accès au très grandes capacités de transport et de stockage des réseaux de gaz. En France, les capacités de stockage des réseaux de gaz sont 300 fois plus importantes que celles du système électrique (137 TWh contre 0,4 TWh).

Pour en savoir plus :

Étude portant sur l’hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l’électricité excédentaire, E-Cube Strategy Consultants, septembre 2014

Des exemples de projet

GRHYD, un démonstrateur de power-to-gas sur le réseau de transport de distribution de gaz naturel

En cours d’expérimentation à Dunkerque, le projet GRHYD vise à tester l’injection d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel et la production d’Hythane (carburant composé d’hydrogène et de gaz naturel). Il a pour objectif de transformer en hydrogène l’électricité issue d’énergies renouvelables et produite en dehors des périodes de pic de consommation, pour la valoriser via les usages du gaz naturel (chauffage, eau chaude, carburant, etc.).

Le projet permettra ainsi d’apporter au système énergétique une solution de flexibilité couplant l’électricité et le gaz naturel à travers la production d’hydrogène et d’accroître (indirectement) la part d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie française.

Ce projet a débuté par une phase préalable d’études d’environ deux ans. Il est désormais entré dans la phase de démonstrateur au travers de deux pilotes :

  • un projet de production de carburant Hythane à échelle industrielle. Une station de bus GNV (Gaz Naturel pour Véhicules) sera adaptée au mélange hydrogène-gaz naturel, à hauteur de 6 % d’hydrogène et ensuite jusqu’à 20 % ;
  • un projet d’injection d’hydrogène dans un réseau de distribution de gaz naturel. Un nouveau quartier d’environ 200 logements sera alimenté par un mélange d’hydrogène et de gaz naturel, dans des proportions d’hydrogène variables et inférieures à 20 % en volume, En remplacement du gaz naturel pour une utilisation résidentielle classique (chauffage, cuisson, etc.).

Ces deux pilotes portent sur une durée de 5 ans. Ils permettront d’évaluer la pertinence technique, économique et environnementale de cette nouvelle filière énergétique et de travailler en concertation avec les collectivités et les habitants du quartier.

Piloté par un centre de recherche du groupe Engie (le CRIGEN), le projet GRHYD rassemble douze partenaires, dont, entre autres, GrDF, GNVert, Areva Hydrogène et Stockage de l’énergie, le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), McPhy Energy, l’Institut national de l’environnement industriel et des risques (INERIS), le Centre technique des industries aérauliques et thermiques (CETIAT) et la Compagnie européenne des technologies de l’hydrogène (CETH2).

Le projet a été retenu lors de l’Appel à manifestations d’intérêt (AMI) « Hydrogène et piles à combustible » piloté par l’ADEME dans le cadre du programme des Investissements d’Avenir. D’un montant de 15,3 millions d’euros, il est financé à hauteur de 4,9 millions d’euros par les Investissements d’avenir.

Jupiter 1000 : un démonstrateur de power-to-gas sur le réseau de transport de gaz naturel

Situé à Fos-sur-Mer, le démonstrateur de power-to-gas Jupiter 1000 a pour objectifs de :

  • construire un business model en faisant émerger et en traitant un à un les points durs afin d’atteindre la rentabilité ;
  • valider techniquement l’injection d’hydrogène dans le réseau et traiter la question de l’usage aval de l’hydrogène par les industriels ;
  • préparer le contexte réglementaire (certification d’origine, valeur gaz vert injecté, CO2, taxes, etc.) ;
  • rassembler les acteurs et industriels du secteur pour lancer la filière power-to-gas en France.

Le projet prévoit en premier lieu d’étudier l’injection d’hydrogène, puis, dans un second temps, l’intégration d’un étage de méthanation.

Piloté par GRTgaz et TIGF, le projet rassemble la Compagnie nationale du Rhône (production d’électricité renouvelable éolienne), McPhy Energie (technologies d’électrolyse), le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), Atmostat (méthanation) et Leroux & Lotz (captage et stockage du CO2).

Le projet devrait entrer en service en 2018 et le budget est estimé à 30,3 millions d’euros. Le projet sera en partie financé par le fonds FEDER et par les fonds du programme des investissements d’avenir. La CRE a donné son accord pour couvrir les coûts de GRTgaz par une décision du 22 juillet 2015 a donné son accord.


Source : GRTgaz

Pour en savoir plus :

Présentation du projet par GRTgaz
Délibération de la CRE du 22 juillet 2015 relative au bilan d’exécution du programme d’investissements 2014 et portant approbation du programme d’investissements 2015 modifié de GRTgaz

NaturalHy : étudier l’opportunité d’utiliser les infrastructures existantes d’acheminement du gaz naturel pour acheminer l’hydrogène

Le projet NaturalHy avait pour objectif d’étudier l’opportunité d’utiliser les infrastructures existantes d’acheminement du gaz naturel pour le transport et la distribution d’hydrogène. Plusieurs arguments abondent dans le sens du projet : les réseaux européens de transport et de distribution de gaz naturel sont très denses et la création de réseaux de transport et de distribution d’hydrogène en parallèle des réseaux de gaz naturel coûterait environ 50 milliards d’euros et prendrait au minimum 50 ans.

Dans un premier temps, l’acheminement se ferait avec un mélange de gaz naturel et d’hydrogène. Selon toutes vraisemblances, le mélange serait constitué d’environ 85 % de gaz naturel et de 15 % d’hydrogène. Il constituerait ainsi une approche transitoire permettant de relier les moyens de production centralisés ou décentralisés d’hydrogène (existants ou à venir) avec les consommateurs finaux.

Piloté par Gasunie (gestionnaire du réseau de transport de gaz naturel aux Pays-Bas), il rassemble 39 partenaires de différents États de l’Union européenne, dont des fournisseurs de gaz et des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution (GDF Suez, Naturgas Midt Nord, etc.), des compagnies pétrolières (Total, BP, Shell, etc.), des laboratoires de recherches privés et publics (IFP Énergies nouvelles, CEA, TNO, CSM, Energy research Centre of the Netherlands, etc.), des universités (ENIM, l’université polytechnique nationale d’Athènes (NTUA), Loughborough University, University of Leeds, etc.).

D’un budget de 17 millions d’euros, le projet est subventionné à hauteur de 11 millions d’euros par la Commission européenne dans le cadre du 6e Programme cadre de recherche et développement technologique (PCRDT). D’une durée de 5 ans, ce projet a commencé en 2004 et s’est terminé en novembre 2010.

Pour en savoir plus :

Présentation du projet, Gasunie, mars 2014 (en anglais)

La centrale hybride de Prenzlau (Allemagne)

En 2011, le producteur d’énergie allemand Enertrag a construit à Prenzlau une centrale hybride, comprenant une installation de biogaz, trois éoliennes et un électrolyseur alcalin de 0,5 MW permettant de produire de l’hydrogène à partir de l’électricité provenant des éoliennes lorsque les réseaux électriques ne peuvent pas absorber la production.

En cas de forte demande d’électricité, l’hydrogène est mélangé à du biogaz et transformé en électricité dans deux centrales de cogénération d’une puissance de 350 kW, qui alimente le réseau électrique. En outre, à partir de ce mélange hydrogène-biogaz, les centrales de cogénération produisent de la chaleur qui peut être elle aussi utilisée.

L’hydrogène peut également être injecté dans le réseau de gaz naturel et alimenter des stations-services de recharge pour véhicules électriques. L’installation est couplée à une centrale biogaz, qui injecte de l’électricité sur le réseau lorsque la demande est plus importante.

Afin d’optimiser le pilotage de l’installation dans tous les scénarios d’utilisation, Enertrag a développé un logiciel de pilotage qui analyse en permanence l’ensemble du système en prenant en considération tous les paramètres pertinents afin de déterminer quelle énergie produire. En fonction des besoins, la centrale électrique dispose de différents modes de fonctionnement :

  • production d’hydrogène : dans ce mode de fonctionnement, la centrale électrique hybride est pilotée comme une installation de production d’hydrogène. L’objectif consiste alors, à l’aide des composants existants et de l’énergie potentielle disponible (profil de vent), à produire la plus grande quantité possible d’hydrogène ou au moins une quantité garantie ;
  • charge de base : ce mode de fonctionnement a pour objectif de garantir une puissance électrique constante, indépendamment des conditions de vent. Les variations du profil du vent sont compensées par la centrale électrique hybride. Pour cela l’énergie produite supérieure à la demande est transformée en hydrogène et provisoirement stockée. Dans les phases de vent faible, l’hydrogène est utilisé avec le biogaz pour la production d’électricité dans les moteurs de cogénération. Du point de vue du réseau d’alimentation en énergie électrique, la centrale hybride se présente comme une centrale de base ;
  • prévision : ce mode de fonctionnement doit permettre de suivre si possible de façon précise la prévision de rendement de la centrale hybride. Cela signifie pour l’exploitant du réseau que le rendement de l’installation est très précisément planifiable ;
  • charge maximale : dans ce mode de fonctionnement, la puissance d’alimentation est définie par l’objectif d’achat de l’électricité restituée au réseau (par ex. par l’EEX). Si des achats minimums fixés à l’avance sont dépassés, alors la centrale hybride soutient le réseau. Le reste du temps, l’énergie éolienne est provisoirement stockée ou alimente directement le réseau.

L’électrolyseur a été construit par McPhy Energy. La mise en œuvre du projet a été soutenue par l’Union européenne, le Land de Brandebourg ainsi que le Ministère allemand des transports, de la construction et de l’aménagement du territoire, la Deutsche Bank, Total et Vattenfall. Le coût du projet s’élève à 21 millions d’euros.


Source : Enertrag

À la suite à la réussite de ce premier projet, Enertrag prévoit la construction d’une seconde centrale hybride power-to-gas/biogaz en France, cette fois-ci couplée à une ferme solaire de 60 MW. Enertrag et la communauté d’agglomération de Cambrai ont signé une lettre d’intention fin 2012 pour la réalisation de ce projet. (Source : Sia Conseil)

Pour en savoir plus :

Plaquette de présentation du projet, Enertrag

L’usine e-gas d’Audi à Werlte (Allemagne)

Sur son site de Werlte en Allemagne, le constructeur automobile Audi s’est lancé depuis juin 2013 dans la fabrication de voitures roulant au méthane de synthèse.

Ce méthane de synthèse, appelé « e-gas », est également produit par Audi sur ce site grâce à l’investissement du constructeur automobile dans une installation de power-to-gas de 6 MW, appelée Audi e-gas, composée de trois électrolyseurs qui produisent de l’hydrogène grâce à de l’électricité renouvelable et d’une installation de méthanation qui en combinant l’hydrogène (H2) et le dioxyde de carbone (CO2) produit du méthane de synthèse (CH4). Il est ensuite injecté dans les réseaux de gaz naturel existants et transporté jusqu’aux stations-service où il est distribué. L’usine doit produire près de 1 000 tonnes de gaz par an, utilisant près de 2 800 tonnes de CO2, ce qui équivaut selon Audi à la quantité de CO2 qu’une forêt de plus de 220 000 hêtres absorbe en un an et permettant d’alimenter 1 500 voitures par an (roulant en moyenne 15 000 kilomètres par an).

Le projet a été réalisé en partenariat avec une PME locale ETOGAS6 (ex-SolarFuel) et l’institut de recherche Fraunhofer IWES.

L’hydrogène, vecteur pour une mobilité décarbonée

L’hydrogène produit grâce à l’électrolyse de l’eau peut être valorisé de plusieurs manières. L’une d’entre elles consiste à l’utiliser comme carburant en alimentant une station-service de remplissage de véhicules fonctionnant à l’hydrogène, ou en l’utilisant en mélange avec du gaz naturel pour alimenter des moteurs à combustion interne.

Présentation de l’usage

Kangoo ZE-H2 (Renault), Mirai (Toyota), X-Trail FCV (Nissan), etc. : les véhicules à hydrogène se multiplient. Ces véhicules peuvent être :

  • des véhicules directement propulsés par l’hydrogène, où celui-ci sert à alimenter une pile à combustible qui produit de l’électricité pour faire tourner un moteur électrique, assurant la propulsion du véhicule. Ces véhicules ne rejettent que de l’eau ;
  • des véhicules électriques dotés d’un prolongateur à hydrogène : les véhicules électriques dotés d’une batterie peuvent être équipés d’une pile à combustible à hydrogène qui permet de doubler leur autonomie. Ainsi, ces véhicules électriques dotés de prolongateur ont la même autonomie que les véhicules diesel, tout en n’émettant aucun gaz à effet de serre.

Les véhicules circulant à l’hydrogène présentent de nombreux avantages :

  • aucune émission de gaz à effet de serre ;
  • grande autonomie de fonctionnement, de l’ordre de 600 km ;
  • performances routières équivalentes aux véhicules classiques et souplesse d’utilisation ;
  • rapidité du « plein » d’hydrogène, en 3 à 5 minutes ;
  • haut rendement de la chaîne de propulsion : pile à combustible et moteur électrique ;
  • aucune pollution sonore. 

Malgré ces avantages, comme le véhicule électrique, la voiture à hydrogène ne pourra se développer que lorsqu’un réseau d’infrastructures de ravitaillement aura été mis en place pour accompagner les marchés où elle espère se développer. Sans possibilité de faire le plein facilement, il semble difficile de commercialiser les voitures. Dans le même temps, les industriels fournissant la solution de recharge ne pourront rentabiliser leurs infrastructures que dans la mesure où un grand nombre de véhicules s’y ravitailleront. En outre, ces véhicules posent la question du stockage de l’hydrogène embarqué et des questions sous-jacentes de sécurité du véhicule.

En France, le consortium Mobilité Hydrogène France et regroupant des acteurs privés et publics (Air Liquide, Alphéa Hydrogène, AREVA Stockage d’Energie, le CEA, AREVA H2Gen, EDF, Engie, GRTgaz, H2 Logic, Hyundai, IFPEN, INEVA-CNRT, Intelligent Energy, ITM Power, Linde, Michelin, McPhy Energy, Plate-forme de la Filière Automobile, Pôle Véhicule du Futur, PHyRENEES, Renault Trucks, Solvay, Symbio FCell, Tenerrdis avec des experts de l’ADEME, de la Direction générale de l’énergie et du climat – DGEC) et du FCH-JU, a été créé pour accélérer le développement de la mobilité à l’hydrogène sur le territoire national.

Ce consortium a publié le 3 octobre 2014 les résultats de son étude portant sur l’évaluation du potentiel que représentent l’hydrogène et la pile à combustible (PAC) dans les transports en France et confortant les perspectives concrètes d’un plan de déploiement sur le territoire national. Le consortium a fait le choix de déployer les véhicules à hydrogène et les infrastructures de recharge en adoptant une approche « flotte captive » (ensemble de véhicules qui dépendent d’une gestion commune et s'approvisionnent à leur propre source de stockage de carburant). Elle prévoit le déploiement de flottes de véhicules partageant des stations de recharge d’hydrogène publiques et semi-publiques. Ce déploiement simultané des véhicules d’entreprise et de l’infrastructure associée permet de poser les bases d’une infrastructure d’ampleur nationale, prête à servir les voitures particulières.


Source : Tenerrdis

Pour en savoir plus :

Résultats de l’étude du Consortium Mobilité Hydrogène France, Proposition d’un plan de déploiement national des véhicules hydrogène
Lire l’interview d’Aliette Quint (Air Liquide) au forum de la CRE « Les nouveaux usages de l’hydrogène comme vecteur énergétique »

Des exemples de projets

De nombreuses applications de l’hydrogène comme vecteur d’une mobilité durable font leur apparition sur le territoire français : stations de distribution d’hydrogène pour véhicules à Saint-Lô, à Grenoble, Lyon et Albi, bus alimentés à l’hythane à Dunkerque, expérimentation par la Poste de vélos à hydrogène à Bayonne et Anglet, etc.

HyWay, déploiement d’une flotte de véhicules électriques avec prolongateur d’autonomie à hydrogène à Grenoble et à Lyon

Lancé en octobre 2014, le projet HyWay a pour objectif de déployer et d’exploiter en service régulier pendant 18 mois au moins 50 véhicules utilitaires hybrides batteries/hydrogène, autour de 2 stations de distribution d’hydrogène à Lyon (sur le port Édouard-Herriot) et Grenoble (sur le site de Gaz Électricité de Grenoble – GEG). Pour ce faire, le projet a vocation à industrialiser des kits hydrogène intégrables aux Kangoo ZE, leur conférant ainsi une autonomie de 300 kilomètres en cycle urbain.

Le déploiement des véhicules sera multi-clients (parmi lesquels Air liquide, Auto-Losange Renault, Colas, Conseil départemental de l’Isère, DHL, La Poste, Syndicat intercommunal des eaux de la région de Grenoble – SIERG, etc.) et multi-usages, ce qui permettra d’obtenir le retour d’expérience attendu sur l’interaction véhicules/stations. La région Rhône-Alpes regroupe 80 % des acteurs de la filière française de l’hydrogène énergie.

Piloté par le pôle de compétitivité Tenerrdis, le consortium regroupe le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), Air Liquide, la Compagnie nationale du Rhône (CNR), GEG, McPhy Energy, PUS (COFELY Services), STEF et Symbio FCell.

D’un coût total de 1,2 millions d’euros, ce projet est soutenu financièrement par l’ADEME, la direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL) de Rhône-Alpes, le Conseil régional de Rhône-Alpes et l’Union européenne dans le cadre du programme régional FEDER (50 000 euros).

Althytude : ALTernative HYdrogène dans les Transports Urbains à Dunkerque

Débuté en 2005, le projet Althytude constitue la genèse du projet GRHYD. Il visait à tester le fonctionnement de bus alimentés à l’Hythane (mélange de 80 % de gaz naturel et de 20 % d’hydrogène) à Dunkerque, ville pilote du projet et première agglomération française à avoir accueilli sur son territoire une station à hydrogène. Dunkerque a accueilli cette expérimentation dans le cadre de l’opération « Dunkerque 2010, carrefour du développement durable » et de la plate-forme régionale Hydrogène, Énergie, Environnement et Transports (HEET) soutenue par le conseil régional du Nord-Pas-de-Calais et la direction régionale à la Recherche et à la Technologie. L’objectif était de donner aux pouvoirs publics les éléments pour homologuer les bus et autoriser l’exploitation des stations-service partout sur le territoire français.

Deux bus de la Communauté urbaine de Dunkerque ont été transformés afin de pouvoir être alimentés à l’Hythane. L’introduction d’hydrogène dans le gaz naturel améliore la combustion du gaz naturel, ce qui permet de meilleures performances techniques et une réduction des émissions de gaz à effet de serre et des polluants locaux (diminution de la pollution locale de 95 % par rapport au diesel et de 10 % par rapport au gaz naturel).
De même, l’Hythane apporte une réduction de la consommation énergétique (efficacité énergétique supérieure de 7 % à celle du gaz naturel) et un agrément de conduite reconnu par les conducteurs de bus.


Coordonné par Engie, le projet rassemble différents partenaires : la Communauté urbaine de Dunkerque qui accueille l’expérimentation ; IVECO France, fabricant de bus qui réalise l’adaptation des bus au carburant Hythane ; GNVert, qui fournit la station de ravitaillement au gaz naturel ; Hydrogenics, qui fournit la station hydrogène intégrée à la station de ravitaillement de gaz naturel existante ; STDE, filiale de Veolia Transport et opérateur du réseau DK’Bus Marine de la Communauté urbaine de Dunkerque qui exploite les bus ; H2 Développement, PME locale qui a impulsé la création de l’opération ; et l’INERIS, chargé de conduire les études de sécurité.


D’un montant total de 4,4 millions d’euros, le projet est subventionné par l’ADEME pour un montant de 1,2 millions d’euros dans le cadre du Programme de recherche et d’innovation dans les transports terrestres (PREDIT).


Le projet s’est achevé en septembre 2010. Il a permis de faire évoluer la réglementation et a ouvert la voie à une éventuelle introduction commerciale de l’Hythane dans les transports publics français.

Pour en savoir plus :

Brochure de présentation du projet ALTHYTUDE
Présentation du projet GRHYD

H2ME (Hydrogen Mobility Europe), le projet européen en faveur du développement de la mobilité à hydrogène

En septembre 2015, le consortium français Mobilité Hydrogène France a lancé avec d’autres initiatives européennes en faveur du développement de la mobilité à hydrogène (H2 Mobility Deutschland, Scandinavian Hydrogen Highway Partnership, Hydrogen Mobility grouping in Austria, Hydrogène Mobility grouping in Benelux et UK H2 Mobility) le projet Hydrogen Mobility Europe (H2ME) destiné à appuyer le lancement des solutions de transport à hydrogène en Europe.

Dans le cadre de ce projet, d’ici 2019, 200 véhicules électriques à piles à combustibles (Fuel cell electric vehicle – FCEV), 125 véhicules utilitaires électriques à prolongateur d’autonomie pile à hydrogène et 29 nouvelles stations de recharge d’hydrogène seront mis en place dans 10 pays européens (Allemagne, Autriche, Belgique, Danemark, France, Islande, Norvège, Pays-Bas, Royaume-Uni et Suède).

Le projet bénéficie d’un co-financement à hauteur de 32 millions d’euros du partenariat européen public-privé « Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking » (FCH JU).


Source : AFHYPAC

Communiqué de presse, Les initiatives européennes les plus ambitieuses en matière de mobilité hydrogène se rassemblent pour appuyer le lancement des solutions de transport à hydrogène en Europe.

Un démonstrateur territorial de l’hydrogène à Saint-Lô

Dans le cadre de sa « Feuille de route énergie », le département de la Manche déploie un démonstrateur territorial de l’économie de l’hydrogène, prenant en compte l’ensemble des utilisations possibles de ce vecteur énergétique. Le 27 février 2014, le Conseil départemental a voté à l’unanimité un rapport qui lançait un plan d’équipement de stations de distribution d’hydrogène dans le cadre d’un partenariat public/privé, sous forme d’appels d’offres ou d’appels à projets, visant à déployer, à terme :

  • 40 véhicules à hydrogène dans le cadre de la flotte de véhicules des collectivités et autres donneurs d’ordre locaux : en janvier 2015, le Conseil départemental avait fait l’acquisition de 5 premiers véhicules utilitaires à hydrogène et en septembre 2015, le Conseil départemental s’est doté de 5 véhicules légers à hydrogène de la marque Hyundai ;
  • 5 bus à hydrogène ;
  • 3 stations-service à hydrogène ;
  • 1 bateau de pêche à hydrogène. 

La première réalisation de ce projet s’est faite en janvier 2015 à la Maison du Département à Saint-Lô. Air Liquide a implanté la station de distribution d’hydrogène (station hydrogène à 350 bars permettant de remplir les réservoirs des véhicules en moins de 5 minutes et prévue pour alimenter des véhicules électriques à hydrogène.

Le deuxième programme de démonstration concernera les transports publics, avec en 2016 la livraison de 5 bus à hydrogène à la Communauté urbaine de Cherbourg, dans le cadre d’un projet européen cofinancé par le Fuel Cell and Hydrogen Joint Undertaking (FCH-JU). Un troisième programme de démonstration est en cours de définition, qui consistera en la construction et l’opération d’un bateau de pêche à hydrogène. Ce projet devrait commencer au début de l’année 2015.

Forum et interviews

La Commission de régulation de l’énergie a organisé son vingt-et-unième forum le 22 septembre 2015 sur le thème « Les nouveaux usages de l’hydrogène comme vecteur énergétique ».

Aliette Quint, Directrice stratégie, réglementations et affaires externes d’Air Liquide Advanced Business & Technologies, Philippe Boucly, conseiller spécial de GRTgaz et Anthony Mazzenga, Délégué Stratégie chez GRDF sont intervenus lors du forum pour présenter les multiples usages de l’hydrogène et aux possibilités offertes par ce vecteur énergétique pour la mutualisation des différents réseaux d’énergie.


Point de vue d’Aliette Quint
Directrice stratégie, réglementations et affaires externes

Point de vue de Philippe Boucly
Conseiller spécial

Point de vue d’Anthony Mazzenga
Délégué Stratégie


Vous découvrirez également les interviews suivantes :

Interview d'Adamo Screnci
Directeur général adjoint

Interview d’Etienne Beeker
Chargé de mission Energie




Point de vue d’Aliette Quint (Air Liquide) :

ALab est une entité du groupe Air Liquide en charge du développement des nouveaux marchés (l’hydrogène énergie, le biométhane et les solutions de froid cryogéniques pour le transport frigorifique).

L’hydrogène est souvent considéré comme une mode et le sujet revient de façon cyclique. Cependant, de nombreux faisceaux actuels indiquent que la France doit se lancer dès aujourd’hui sur le sujet et investir dans les technologies. L’hydrogène apporte une réponse à un certain nombre de contraintes qui pèsent sur les économies énergétiques européennes.

Ces contraintes comprennent l’importation d’énergie fossile qui pèse sur les déficits commerciaux, les objectifs que la France s’est fixés dans le cadre des directives de l’Union européenne sur la réduction de ses émissions de CO2 de 80 % d’ici 2050, ce qui signifie une réduction drastique de 95 % des émissions de CO2 du secteur des transports et de 100 % des émissions du secteur énergétique, et l’augmentation du taux de pénétration des énergies renouvelables dans le mix énergétique dont une forte proportion sera variable (éolien et solaire) et qu’il faudra donc stocker. L’hydrogène permettra de stocker ces EnR.


Source : Air Liquide

L’hydrogène industriel est utilisé de façon très importante depuis plus de 50 ans dans le traitement thermique, mais aussi dans la chimie, la majorité de l’hydrogène industriel étant utilisé pour désulfurer l’essence dans le cadre des opérations de raffinage. Une des premières applications de l’hydrogène énergie a été la fusée Ariane, propulsée par le biais d’hydrogène et d’oxygène liquide. Aujourd’hui, l’hydrogène est utilisé dans d’autres applications, telles que la mobilité.


Source : Air Liquide

On assiste donc à une transition de l’hydrogène industriel vers l’hydrogène énergie. Pour l’hydrogène énergie, la molécule d’hydrogène n’est pas utilisée seule. Elle est couplée à une pile à combustible, appellée aussi « pile à hydrogène ». Les molécules d’hydrogène couplées à des molécules d’oxygène produisent ainsi de l’électricité et un peu d’eau. Cela permet de créer de nouvelles opportunités.


Source : Air Liquide

Air Liquide voit l’hydrogène au cœur du système énergétique. L’hydrogène est une énergie « agile » parce qu’elle peut être produite de nombreuses façons. Actuellement, l’hydrogène est produit de façon industrielle et économique par reformage du gaz naturel : en cassant la molécule d’oxygène pour obtenir de l’hydrogène et du CO2. Cette technique dégage néanmoins du dioxyde de carbone qu’il faut traiter. L’utilisation du biométhane permet de réduire l’empreinte carbone de ce mode de production.

Une des manières les plus vertueuses de produire de l’hydrogène est d’avoir recours à l’électrolyse de l’eau, en cassant la molécule d’eau pour obtenir de l’hydrogène et de l’oxygène. En alimentant l’électrolyseur avec de l’électricité renouvelable d’origine éolienne ou photovoltaïque ou avec des énergies décarbonées comme le nucléaire, il est possible de produire un hydrogène complètement décarboné.

L’hydrogène est un vecteur énergétique intéressant parce qu’il peut être stocké à la différence des énergies renouvelables actuelles. Il est stockable à plus ou moins long terme dans des cavités de plus ou moins grande taille (bouteille, semi-remorque, réseau de pipelines) et peut être retransformé en électricité grâce à une pile à combustible (procédé inverse de l’électrolyse) et réinjecté dans le réseau.

Cependant, la meilleure façon d’utiliser la molécule d’hydrogène est de s’en servir pure dans des applications variées comme la mobilité, les chariots élévateurs à hydrogène, mais aussi la cogénération dans les bâtiments ou pour alimenter des sites isolés. À ce jour, Air Liquide a installé plus de 320 piles à combustible dans le monde, qui alimente une centaine de relais équipés d’antennes de télécom (Orange et Bouygues) en attente de raccordement électrique. Au Japon, l’objectif est de plus de 100 000 piles à combustible déployées pour alimenter en cogénération des bâtiments. 7 000 chariots élévateurs sont déployés aux États-Unis sur des plates-formes logistiques, telles que celles de Walmart ou Coca-Cola, pour remplacer des chariots électriques à batterie. En France, Ikea en possède 5 et projette d’en acquérir une vingtaine supplémentaire.


Source : Air Liquide

L’hydrogène est un vecteur énergétique intéressant pour la mobilité décarbonée. Selon les différentes études et les modèles économiques élaborés par les constructeurs automobiles, en terme de prix total de possession d’un véhicule, le véhicule à hydrogène devrait être compétitif d’ici 2025. Cela ne constitue pas un horizon de temps très lointain.

Le véhicule électrique à hydrogène a un rendement du puits à la roue bien meilleur que celui des véhicules thermiques et il possède les mêmes avantages que le véhicule électrique à batterie (aucune émission de polluant au point de consommation, aucune pollution sonore). La différence majeure entre ces deux types de véhicule est l’autonomie beaucoup plus importante du véhicule à hydrogène : 600 à 800 kilomètres pour un temps de recharge de 3 à 5 minutes.


Source : Air Liquide

Le graphique ci-dessous présente les résultats d’une étude réalisée en 2012 par le cabinet McKinsey avec l’appui de grands constructeurs (Renault, Toyota, Honda, Yundai), de raffineurs (Total, Shell), de gaziers industriels et d’acteurs du monde de l’énergie. L’objectif de l’étude était de comparer les différentes motorisations à horizons 2030 et 2050 et de voir quelle serait la plus compétitive en fonction des solutions technologiques disponibles.

Les technologies ont un peu évolué depuis que l’étude a été réalisée mais la conclusion reste la même. Le véhicule électrique à batterie aura un segment de marché couvrant les petits véhicules circulant sur de petites distances. Le véhicule à hydrogène couvre de plus gros véhicules circulant sur de plus longues distances avec un potentiel de décarbonation qui est le même que celui du véhicule électrique à batterie. En revanche, les véhicules à essence ne réussiront pas à réduire leurs émissions de CO2 en dessous de 85 grammes par kilomètre.

Cela montre que ces différentes motorisations sont complémentaires. À l’horizon 2050, aucun véhicule ne prendra la tête du marché mais le parc de véhicules sera diversifié et le véhicule à hydrogène aura toute sa place. C’est le pari des grands constructeurs automobiles.


Source : Air Liquide

Le potentiel de décarbonation est un sujet important. Aujourd’hui, la production d’hydrogène émet du CO2 mais le bilan du puits à la roue du véhicule à hydrogène reste meilleur que celui du véhicule à essence (20 à 30 % d’émissions en moins). Le vrai enjeu est donc de décarboner la production d’hydrogène. C’est pouquoi Air Liquide s’est lancé dans la démarche Blue Hydrogène.


Source : Air Liquide

Les marchés de la mobilité à hydrogène couvrent les véhicules particuliers (Hyundai, Toyota, Daimler, Honda, BMW, Volkswagen), les véhicules utilitaires (Renault avec sa Kangoo ZE équipée d’un prolongateur d’autonomie à hydrogène, Renault Trucks avec son MaxiT) et les bus.


Source : Air Liquide

Aujourd’hui, la question n’est plus de savoir « si » le marché du véhicule à hydrogène va démarrer mais de savoir « quand ».


Source : Air Liquide

Cependant, plusieurs défis existent aujourd’hui :

  • le marché : la technologie de l’hydrogène doit être compétitive en termes de prix car les consommateurs ne sont pas prêts à payer leur carburant ou leur véhicule plus cher que ce qu’ils le paient aujourd’hui. Les constructeurs ont d’ores et déjà divisé par dix le prix de la pile à combustible, mais il faudra encore baisser les prix ;
  • la qualité, la fiabilité et la sécurité des véhicules : l’hydrogène est une molécule pour laquelle il faut respecter différentes règles de sécurité ;
  • la proximité et la rapidité : le consommateur ne voudra pas faire 300 kilomètres pour faire un plein. Il faut donc développer un réseau d’infrastructures qui permette de distribuer facilement l’hydrogène. Mais faut-il d’abord déployer les véhicules ou les infrastructures de recharge ? C’est la question de la poule et de l’œuf. Ce sujet est d’autant plus complexe qu’il existe des défis financiers sous-jacents à relever. Les constructeurs ont massivement investi dans les véhicules pour les mettre sur le marché mais aujourd’hui les infrastructures de recharge ne sont pas au rendez-vous pour les alimenter en carburant. Les acteurs comme Air Liquide sont technologiquement prêts à déployer les stations, mais au départ les véhicules ne seront pas assez nombreux pour rentabiliser l’investissement. Il faudra dépasser cette « vallée de la mort » avant que la rentabilité ne soit au rendez-vous, dans 10 à 15 ans.


Source : Air Liquide

Pour dépasser ces barrières intrinsèques aux carburants de substitution, la France a réfléchi, dans le cadre du consortium H2Mobilité France, à une stratégie de déploiement d’infrastructures permettant de s’appuyer sur le déploiement d’infrastructures de recharge pour flottes captives. Dans ce cadre, la demande client amorce le déploiement de l’infrastructure, ce qui facilite son financement.


Source : Air Liquide

Aliette Quint
22 septembre 2015






Aliette Quint est Directrice stratégie, réglementations et affaires externes chez Air Liquide Advanced Business & Technologies




Point de vue de Philippe Boucly (GRTgaz) :

GRTgaz a commencé à s’intéresser à la question du power-to-gas à partir de 2011. Cette réflexion s’est accélérée en 2012 à un moment où le gestionnaire du réseau de transport de gaz naturel était « pris entre deux feux » : la Commission européenne, d’une part, demandait de construire et renforcer les interconnexions pour parfaire le marché unique européen du gaz (demande d’investissement auprès des gestionnaires d’infrastructures et notamment des gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel) et, d’autre part, tenait un discours selon lequel il y aurait beaucoup moins d’énergie fossile en 2050. La question était donc de déterminer s’il était intelligent d’investir dans des infrastructures pour une durée 30 ans, alors que les infrastructures des réseaux de transport de gaz actuelles ont 60 ans, voire plus, et qu’elles fonctionnent très bien.

C’est dans ces conditions que l’entreprise s’est intéressée aux gaz renouvelables en général (biogaz de première ou seconde génération et hydrogène). En effet, le système énergétique est en train de changer de paradigme. Actuellement, les moyens existants de production d’électricité s’adaptent à la consommation. À l’avenir, avec la nécessaire décarbonisation de l’économie , les énergies renouvelables vont prendre de plus en plus d’importance. Cependant, elles sont caractérisées par leur nature aléatoire, variable, intermittente. Il faudra donc trouver des solutions pour réaliser l’adéquation entre l’intermittence des EnR et le besoin des consommateurs.


Source : GRTgaz

De manière générale,le système électrique se divise en quatre composantes :

  • la production avec des éléments pilotables (dispatchable) et contrôlables qu’on peut démarrer et contrôler à volonté et des éléments variables (éolien et solaire) ;
  • des interconnexions locales, nationales et internationales ;
  • des actions sur la demande du client :c’est le « Demand Side Management » qui va se développer avec l’avènement des Smart grids ;
  • le stockage d’électricité.


Source : GRTgaz

Traditionnellement,les moyens de stockage sont représentés en fonction de la quantité d’énergie qu’ils peuvent stocker et la durée du déstockage. Actuellement, en France, les plus gros moyens de stockage, les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) ont une puissance de 1000 à 1500 MW pour les plus grosses unités et permettent de stocker au plus 35 GWh d’électricité à chaque cycle. Pour pouvoir stocker des térawattheures d’énergie, ce qui sera nécessaire dans le futur, il faudra recourir à la conversion de l’électricité renouvelable en gaz (hydrogène ou gaz combustible tel que le méthane de synthèse) et injecter éventuellement ce gaz combustible dans les réseaux de gaz qui disposent de grandes capacités de stockage.


Source : GRTgaz

Cette conversion est appelée « power-to-gas ».

L’hydrogène peut servir à différents usages :

  • Dans l’industrie ,dans des procédés industriels ou comme matière première,
  • Pour produire des carburants de synthèse,
  • Pour la mobilité dans des véhicules électriques alimentés par des piles à combustible ,
  • Pour injection directe dans les réseaux de gaz naturel ou après recombinaison avec du CO2 pour produire du méthane de synthèse.


Source : GRTgaz

Dans son étude sur le power-to-gas, en utilisant les données énergétiques du scénario de l’ADEME 2050 (70 000 MW d’éolien, 60 000 MW de solaire et du nucléaire), le cabinet E-Cube a simulé une chronique de température et regardé l’adéquation entre l’offre et la demande. Cette analyse fait apparaître un surplus d’électricité de 75 TWh.


Source : GRTgaz

Parmi ces excédents, on constate que 80 % d’entre eux existent sur des durées supérieures à 12 heures, et même qu’un tiers de ces excédents apparaissent sur des périodes de trois jours consécutifs, voire davantage.


Source : GRTgaz

Force est de constater que les STEP ne permettront pas de stocker l’ensemble de l’excédent de production d’électricité d’origine renouvelable.
Même en saturant tous les moyens classiques de stockage de l’électricité, en ayant recours à l’exportation vers les pays voisins (notamment vers l’Allemagne et l’Espagne) et en déconnectant les éoliennes, il reste 25 TWh d’électricité excédentaire qui sont disponibles pour une conversion en hydrogène.


Source : GRTgaz

Cette étude d’E-Cube a été complétée par une étude plus vaste réalisée par les consultants Solagro, Hespul et E&E Consultant cofinancée par l’ADEME ,GRTgaz et GrDF dans lequel ont été analysés les différents scénarios de la transition énergétique qui traitaient de l’hydrogène et du power-to-gas. On retrouve un potentiel de l’ordre de 25 à 30 TWh à l’horizon 2050, même si certains scénarios très ambitieux comme celui de Négawatt vont jusqu’à 90 TWh.


Source : GRTgaz

Les enseignements majeurs de cette étude sont :

  • à travers la gestion coordonnée des réseaux qu’il impose, le power-to-gas ouvre la voie à une vision systémique de notre modèle énergétique ;
  • le power-to-gas est incontournable dans tous les scénarios intégrant une pénétration élevée des énergies renouvelables et une forte réduction des émissions de gaz à effet de serre ;
  • le power-to-gas ne nécessite pas de rupture technologique, mais son industrialisation et son intégration dans le système énergétique exigent des efforts conséquents d’optimisation des différentes briques, qui le composent, ce qui passe par des démonstrateurs et des pilotes industriels.

En matière de démonstrateurs,certains pays européens sont en avance : en Allemagne, on recense déjà une quinzaine de démonstrateurs en fonctionnement et une quinzaine sont en préparation. En France, on recense trois projets : MYRTE, GHRYD et le projet Jupiter 1000 de GRTgaz.


Source : GRTgaz

Le projet Jupiter 1000 fédère un grand nombre de partenaires avec des expertises complémentaires. A l’heure actuelle, le financement est en passe d’être bouclé : la CRE en particulier par une décision du 22 juillet 2015 a donné son accord pour couvrir les coûts de GRTgaz. Le projet bénéficie en outre de subventions de l’ADEME.


Source : GRTgaz


Source : GRTgaz

Les objectifs du démonstrateur sont de valider le procédé, de lancer la filière power-to-gas en France et de construire le modèle d’affaires de cette nouvelle technologie.


Source : GRTgaz

GRTgaz comme un certain nombre de grands Groupes (Air Liquide, Michelin, Engie, Siemens,…) adhère à l’AFHYPAC, l’Association Française pour l’HYdrogène et les Piles A Combustible, dont le mot d’ordre est « L’hydrogène, c’est maintenant ! ».

En effet, ces derniers mois, plusieurs signes avant-coureurs très prometteurs d’un fort développement de l’hydrogène sont apparus :

  • le rapport remis par Anne Lauvergeon dans le cadre de la Commission Innovation identifie le stockage de l’électricité comme un des secteurs majeurs où l’innovation est nécessaire ;
  • le rapport de Janvier 2014 de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) qui fait un point de la situation et fait des recommandations au gouvernement afin de se mettre au niveau de pays tels que le Japon ou l’Allemagne ;
  • l’un des 34 plans de la Nouvelle France Industrielle initialement consacré à « Autonomie et puissance des batteries » est devenu « Stockage de l’énergie ». Aujourd’hui, l’hydrogène fait partie du chantier « Mobilité écologique »,un des 9 chantiers de l’Industrie du Futur ;
  • la loi de transition énergétique pour la croissance verte promulguée le 18 août 2015 invite dans son article 121 le Gouvernement à produire dans un délai d’un an un plan de stockage de l’énergie renouvelable sous forme d’hydrogène décarboné, qui devra notamment considérer le modèle économique de cette nouvelle technologie, développer une infrastructure pour la mobilité propre et déterminer comment faire évoluer la réglementation pour favoriser le développement de cette technologie ;
  • le rapport du Conseil économique, social et environnemental (CESE) sur le stockage de l’électricité où il est recommandé de n’écarter aucune solution, et notamment l’hydrogène ,nommément désigné comme moyen possible de stockage ;
  • l’Agence internationale de l’énergie (AIE) qui pour la première fois a publié une feuille de route sur l’hydrogène en juillet 2015.

Enfin, un rapport conjoint du Commissariat général à l’économie et du Commissariat général à l’environnement et au développement durable devrait être publié très prochainement au sujet du rôle de l’hydrogène dans la transition énergétique.


Source : GRTgaz

En conclusion, le power-to-gas peut apporter des bénéfices socio-économiques considérables : services aux réseaux électriques, décarbonation du mix énergétique et retombées sociales et économiques.


Source : GRTgaz

Aujourd’hui, on assiste à l’émergence d’un nouveau vecteur énergétique, l’hydrogène, aux côtés de vecteurs énergétiques traditionnels que sont l’électricité, le gaz naturel et la chaleur avec des « ponts » entre ces différents vecteurs.


Source : GRTgaz

En outre, grâce à ces ponts entre les vecteurs et aux moyens informatiques modernes, on assiste à l’émergence de l’« Internet de l’énergie » selon Jérémy Rifkin ou l’« Enernet » selon l’expression de Joël de Rosnay.


Source : GRTgaz

Pour en savoir plus :

Délibération de la CRE du 22 juillet 2015 relative au bilan d’exécution du programme d’investissements 2014 et portant approbation du programme d’investissements 2015 modifié de GRTgaz

Philippe Boucly
22 septembre 2015






Philippe Boucly est conseiller spécial de GRTgaz.




Point de vue d’Anthony Mazzenga (GRDF) :

Les problématiques de l’injection d’hydrogène dans un réseau public de distribution naturel sont différentes de celles d’un réseau public de transport de gaz naturel.

Comme GRTgaz, GRDF trouve dans l’hydrogène un vecteur énergétique nouveau pouvant faire le pont entre les autres vecteurs énergétiques (gaz, électricité, chaleur). GRDF mise, notamment, sur la transformation d’un vecteur électrique en un vecteur gaz, que ce soit de l’hydrogène (seul ou en mélange avec du gaz naturel) ou, pour des questions techniques, du méthane de synthèse.

Dans les réseaux de distribution de gaz naturel, l’hydrogène ne constitue pas une nouveauté mais un lointain retour en arrière. En effet, au XIXe siècle le gaz de ville était un mélange d’hydrogène et d’hydroxyde de carbone. Certains des réseaux encore en exploitation ont d’ailleurs déjà connu cette molécule, mais dans un contexte d’usage du gaz, de sécurité et de régulation très différent du contexte actuel. C’est pourquoi l’hydrogène ne « fait pas peur » au gestionnaire du réseau public de distribution de gaz naturel GRDF. Cependant, son développement pose des questions en termes d’intérêt économique et de sécurité.


Source : GRDF

L’étude de l’ADEME « 100 % énergies renouvelables en 2050 » est une étude centrée exclusivement sur le vecteur « électricité ». Cette étude montre qu’il est possible de se passer de la brique power-to-gas dès lors que la proportion d’EnR dans le mix énergétique ne dépasse pas 80 %, en faisant appel à différentes sortes de flexibilité (flexibilité sur la demande, stockage de court terme). Cependant, lorsque cette proportion est dépassée, l’ADEME recommande de faire appel au « stockage intersaisonnier », c’est-à-dire au power-to-gas, parce que ce dernier permet de stocker des quantités importantes d’énergie sur des durées très longues. À ce jour et jusqu’en 2050, aucune autre technologie de stockage d’électricité ne pourra remplir cette fonction. En effet, les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) permettent de stocker de l’ordre de 10 GWh d’énergie tandis que le système gazier actuel permet de stocker près de 130 000 GWh.

Cependant, cette étude n’est pas optimale parce qu’elle est centrée uniquement sur l’électricité, et GRDF est persuadé que le power-to-gas-to-power n’est pas la technologie la plus pertinente. Il est possible de trouver des optima économiques de l’hydrogène plus intéressants avec d’autres usages, comme celui de la mobilité.


Source : GRDF

L’étude « power-to-gas » commandée par l’ADEME, GRTgaz et GRDF indique une nouvelle fois que le power-to-gas est incontournable dans tous les scénarios de réduction massive des gaz à effet de serre et de pénétration élevée des énergies variables (24 scénarios européens étudiés).

Le besoin de mettre en œuvre le power-to-gas à échelle industrielle n’apparaît pas en France avant 2025 à 2030. Cela n’empêche pas de se positionner dès à présent sur ces briques technologiques, de lancer des démonstrateurs pour prendre de l’avance afin qu’à l’horizon 2030, la France soit capable de faire des déploiements industriels avec ses propres compétences.

Cette échéance de moyen terme peut être mise à profit pour préparer le développement et l’intégration des briques technologiques du power-to-gas et d’élaborer son cadre législatif et économique.

La première de ces briques, la brique « électrolyse de l’eau et injection dans le réseau », est la brique la plus simple. C’est une solution mature pour la production d’hydrogène et c’est le procédé le plus simple donc économiquement le plus rentable.

La difficulté majeure est d’accepter l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel. En effet, aujourd’hui, les spécifications indiquent que le gaz naturel peut contenir jusqu’à 6 % d’hydrogène en volume et 2 % en énergie. C’est une limite forte qu’il convient de reconfirmer et de tester pour déterminer si elle peut être dépassée. C’est ce que GRDF teste dans le projet GHRYD.


Source : GRDF

Cependant, si cette limite ne peut pas être dépassée, la brique « méthanation » apporte une solution idéale vue de l’opérateur de réseau puisqu’est injecté dans le réseau du méthane de synthèse qui a les mêmes spécifications que le gaz naturel. Cette brique ajoute tout de même des pertes et des coûts.


Source : GRDF

Le projet GRHYD

À travers le projet GRHYD, GRDF explore différentes voies technologiques. Situé à Dunkerque, ce projet vise à valoriser les surplus d’électricité de source renouvelable variables (éolien et solaire) par électrolyse. Cet hydrogène a deux finalités :

  • un démonstrateur qui utilise l’hythane (carburant composé de gaz naturel et d’hydrogène jusqu’à 20 %) pour la mobilité. Ce carburant peut être utilisé dans des véhicules aujourd’hui conçus pour rouler uniquement au gaz naturel. La communauté urbaine de Dunkerque a déjà des véhicules roulant au gaz naturel qui peuvent être alimentés en hythane. La Communauté urbaine a décidé de renforcer sa flotte en commandant des bus roulant à l’hythane à IVECO ;
  • injection de 20 % d’hydrogène en volume dans le réseau de distribution. Cette injection se fait dans un quartier neuf en cours de construction et donc dans un réseau de distribution de gaz naturel neuf dans lequel le GRD maîtrisera l’ensemble des paramètres. En effet, il faut que le GRD s’assure des conditions de sécurité sur l’ensemble de la chaîne. Par la suite, le GRD pourra travailler sur les réseaux existants où il y a une diversité de matériels, d’équipements et donc plus de problématiques de compatibilité de ces matériaux avec l’hydrogène.


Source : GRDF

Les objectifs du projet GHRYD sont d’étudier la faisabilité technique de l’injection d’hydrogène, d’évaluer la performance des systèmes de production et de stockage d’hydrogène, et de mesurer l’acceptabilité sociale auprès des usagers des bus et de ceux du gaz naturel dans le quartier, les résultats économiques et environnementaux.

Pour GRDF, l’objectif est très concret. Il s’agit de concevoir un poste d’injection hydrogène de la même façon qu’a été conçu le poste d’injection biométhane. Il faut adapter les postes actuels pour préfigurer le déploiement industriel de l’hydrogène avec une prestation d’injection d’hydrogène dans le réseau, mettre au point les protocoles d’exploitation et de sécurité liés à l’exploitation d’une réseau de distribution d’un mélange hydrogène/gaz naturel et définir le cadre réglementaire.


Source : GRDF

Les partenaires du projet sont multiples. Le projet est coordonné par le Centre de recherches gaz et énergies (CRIGEN) d’Engie et il était important d’associer les collectivités territoriales au projet.


Source : GRDF

Le projet a déjà bien avancé. Actuellement, les membres du consortium dans la phase de construction de l’installation et GRDF travaillent plus particulièrement au dimensionnement et à la conception du poste d’injection.


Source : GRDF

En parallèle de GRHYD, GRDF teste d’autres optimisations en lien avec le biométhane, qui est une filière en très forte croissance actuellement. En effet, il serait intéressant de récupérer le CO2 produit lors de la méthanisation pour le coupler à l’hydrogène afin de générer du méthane de synthèse.

De même, GRDF travaille sur la gazéification de la biomasse qu’il serait possible de coupler avec la méthanation et l’hydrogène. Ces mélanges permettraient d’avoir des optimisations de rendement.


Source : GRDF

Anthony Mazzenga
22 septembre 2015






Anthony Mazzenga est Délégué Stratégie à la Direction Stratégies et Territoires de GRDF.




Interview d'Adamo Screnci (McPhy Energy) :

Quels sont les avantages et les inconvénients de l’hydrogène comme vecteur énergétique ?

L’hydrogène : un atome maitrisé

Contrairement aux idées reçues, la connaissance de l’hydrogène n’est pas récente, elle date de plus d’un siècle. C’est un vecteur énergétique largement utilisé, dont la production annuelle atteint aujourd’hui les 60 millions de tonnes, essentiellement destinées aux applications industrielles.

Il s’agit donc d’une molécule parfaitement maîtrisée, que l’on sait produire, stocker, distribuer. Pour ne parler que de McPhy Energy ; après sept années d’existence, l’entreprise déploie de nombreuses solutions hydrogène dans le monde : solution de mobilité hydrogène à l’aéroport de Berlin ou à Woodside (Californie), de power-to-gas pour Audi AG en Allemagne, dédiée au stockage des surplus d’énergies renouvelables dans le sud de l’Italie, etc.

Des performances durables

Par sa densité énergétique et ses performances (trois fois plus énergétique que le gazole, deux fois et demi plus que le gaz naturel), l’hydrogène est un vecteur énergétique aux atouts indéniables.

Quant à l’hydrogène « vert », produit à partir des énergies de sources renouvelables, il a un rôle majeur à jouer dans la transition énergétique et la réduction des émissions de particules et de gaz à effet de serre.

Rompre avec l’organisation traditionnelle des réseaux

Intrinsèquement lié au développement des énergies de sources renouvelables, l’hydrogène a la particularité d’être produit sur des sites décentralisés, répartis sur tous les territoires. Il a également la capacité, et c’est le seul vecteur énergétique dans ce cas, à pouvoir créer des « ponts » avec les autres énergies.

Or, depuis toujours, les réseaux d’énergie sont organisés de manière centralisée, et indépendamment les uns des autres. L’hydrogène implique un vrai changement de paradigme.

Prenons l’exemple de l’Allemagne qui a très tôt adopté une politique volontariste en matière d’énergies renouvelables : l’infrastructure de la filière hydrogène s’y développe rapidement et efficacement.

Quels sont vos projets actuels ?

McPhy Energy, acteur engagé dans l’« économie hydrogène »

Convaincus du rôle prépondérant que l’hydrogène a à jouer face au défi climatique, McPhy Energy a développé des technologies de production, stockage et distribution d’hydrogène pour les secteurs de l’hydrogène industriel, de l’hydrogène énergie, du power-to-gas et de la mobilité hydrogène.

Principales sources d’effacement et rationnel économique lié

Zoom sur deux marchés d’avenir

Power-to-gas : interconnecter les réseaux

La technologie du power-to-gas consiste à injecter dans les réseaux de gaz naturel de l’hydrogène « vert », issu du surplus d’électricité d’origine renouvelable pour répondre aux besoins de l’habitat ou l’industrie.

L’intérêt de cette technologie est double : maximiser la part des énergies renouvelables dans la consommation d’énergie, donc réduire les émissions carbone, tout en optimisant les investissements, l’hydrogène étant accueilli dans les infrastructures gaz naturel existantes.

C’est ce que McPhy Energy a proposé à l’usine e-gaz d’Audi à Werlte en Allemagne. McPhy Energy a installé et mis en service un équipement de production d’hydrogène qui utilise les surplus d’électricité d’origine renouvelable pour extraire l’hydrogène de l’eau. Celui-ci est ensuite combiné à du dioxyde de carbone (CO2) pour produire du méthane synthétique (CH4). Ce dernier est ensuite acheminé par les réseaux de gaz naturel jusqu’aux stations-service délivrant du gaz naturel compressé (CNG) pour l’Audi A3 g-tron. Audi peut produire jusqu’à 1 000 tonnes d’e-gaz par an en transformant quelque 2 800 tonnes de CO2, ce qui correspond au volume de CO2 absorbé par une forêt de 220 000 hêtres en un an.

Mobilité hydrogène : tendre vers une mobilité « verte »

Grâce à ses solutions d’électrolyse, McPhy Energy produit, à partir d’énergies de sources renouvelables, de l’hydrogène vert qui est ensuite distribué grâce à la gamme de stations de rechargement hydrogène McFilling®.

La volonté de McPhy Energy est de contribuer au déploiement d’une infrastructure permettant d’alimenter les véhicules en hydrogène vert, de viser la mobilité décarbonée et, de facto, de réduire les émissions de particules et de gaz à effet de serre dans les villes. Rappelons que les véhicules électriques à hydrogène ont pour particularité de ne rejeter que de l’eau.

Parmi les projets emblématiques de cette gamme mobilité hydrogène, soulignons :

  • la station de rechargement hydrogène à l’aéroport de Berlin (électrolyseur 0,5 MW – 100 Nm3 par heure – stockage de 100 kilogrammes) ou encore le projet Woodside en Californie (2 × 10 Nm3 par heure – 25 véhicules par jour – remplissage en 3 à 5 minutes) ;
  • plus proche de nous, l’équipement prochain d’une station H2 pour la Ville de Paris, et d’une station à Lyon pour GNVert (groupe Engie) ;
  • le projet INGRID : démonstrateur industriel dans la région des Pouilles (sud de l’Italie), qui consiste à produire, à partir d’électricité renouvelable, de l’hydrogène par électrolyse, à le stocker sous forme solide puis à le réutiliser pour créer de l’électricité grâce à une pile à combustible, et à alimenter le marché de l’hydrogène.

Quels sont les impacts du développement de l’hydrogène sur les réseaux d’électricité et de gaz naturel ?

Des bénéfices à court et long termes

La filière hydrogène étant en phase de développement, il est encore trop tôt pour faire un bilan d’impact. En revanche, les réseaux existants ont la capacité d’accueillir, grâce au vecteur de l’énergie hydrogène, un surplus d’énergie renouvelable.
L’utilisation de l’hydrogène, qui crée des passerelles entre énergies de sources renouvelables, réseaux d’électricité et réseaux de gaz naturel, permet d’accroître de façon significative la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique, et de viser, à terme, une économie « Zéro CO2 ».

Il apporte, également, une réelle souplesse dans la consommation d’énergie, sans pour autant avoir à investir dans de nouvelles infrastructures. Les réseaux « traditionnels » s’en trouvent rentabilisés et sont rendus plus « verts ».

Quels freins voyez-vous aujourd’hui au développement de l’hydrogène comme énergie capable de prendre part à la flexibilité de la demande ?

2015 : franchissons le cap

S’il fallait faire une analogie, ce serait celle du développement d’internet. Nous en sommes au stade où la molécule hydrogène est maîtrisée, où sa flexibilité et ses atouts sont (é)prouvés et où un potentiel prometteur d’applications se dessine.

Les acteurs français de la filière sont regroupés et proposent des solutions concrètes pour relever le challenge d’une nouvelle France industrielle et d’une économie « bas carbone ».

Il nous faut maintenant engager une phase plus pédagogique, de sensibilisation des publics, et surtout obtenir une impulsion forte et une vision à long terme des pouvoirs politiques pour lever les freins au développement de l’hydrogène comme vecteur énergétique.

Nous sommes à l’aube d’une nouvelle ère. L’hydrogène y a toute sa place, en tant que vecteur énergétique à la fois performant et respectueux de l’environnement, au sens large du terme. Sociétalement parlant, l’hydrogène est un formidable levier de développement territorial. Son fonctionnement en circuit court en fait une énergie locale, créatrice d’emplois et de valeurs.
Les prises de position politiques, règles de simplification et d’harmonisation européennes sont les clés pour accélérer le déploiement de la filière.

À quel horizon pensez-vous que l’hydrogène sera un vecteur énergétique économiquement viable et techniquement fiable ? Pourquoi ?

Allemagne, Japon, Canada : des success stories inspirantes

Techniquement fiable, c’est déjà le cas. Y compris pour les applications grand public, comme Toyota l’a encore prouvé au Mondial de l’automobile en présentant sa Mirai. Un nom empli de sens et porteur de promesse, puisque sa traduction du japonais signifie « futur ».

Quant au critère économique, il est purement subjectif puisqu’on le sait, dans ce secteur, la question de l’économie résulte d’un choix politique.

Aujourd’hui, force est de constater que des modèles d’affaires s’appuyant sur l’hydrogène fonctionnent. C’est le cas, entre autres, pour le Japon, la Californie ou encore en Allemagne. Dans ces pays, dont certains ne sont pas si éloignés, des motivations diverses (crise économique, environnementale, choix politiques) ont conduit à une adoption précoce de l’hydrogène comme vecteur d’énergie. Avec succès.



Pour en savoir plus :

Technologie de l’électrolyse
Stockage d’hydrogène solide


Adamo SCRENCI
22 septembre 2015



Adamo SCRENCI, Directeur Général Adjoint Ventes et Marketing, a commencé sa carrière en tant qu'ingénieur pour Elf Atochem et Siegwerk, sociétés dans lesquelles il a travaillé respectivement 4 et 5 ans. En 2000, il rejoint Air Liquide, où il passe rapidement d'un poste de gestion de projet à la gestion d'une unité avant de devenir Vice-Président des Ventes et du Marketing. Il possède des compétences d'ingénierie et de gestion et dispose également de connaissances étendues sur l'industrie du gaz et autres industries de haute technologie. Adamo est titulaire d'un diplôme d'ingénierie de l'Institut National Polytechnique de Grenoble et est également diplômé de l'INSEAD (International Development Program).

McPhy Energy est le spécialiste des solutions hydrogène dédiées au stockage d’énergie et aux applications industrielles. Fort de sa technologie exclusive de stockage d’hydrogène sous forme solide et de sa longue expertise dans la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau, McPhy Energy conçoit et fabrique des équipements flexibles de production, de stockage et de distribution. Ces solutions respectueuses de l’environnement offrent des avantages uniques de sécurité, d’indépendance et de simplicité d’utilisation. Elles s’adressent aux secteurs des énergies renouvelables, de la mobilité et de l’industrie. Le groupe dispose de 3 sites de conception et de production en France, Allemagne et Italie, d’un laboratoire de R&D en France et de 3 filiales de commercialisation en Amérique du Nord, Asie-Pacifique et Russie-Europe de l’Est-Asie Centrale.

Interview d'Etienne Beeker (France Stratégie) :

En août 2014, vous avez publié une note d’analyse rapport sur la place de l’hydrogène dans la transition énergétique. Quelles en sont les conclusions ?

L’hydrogène bénéficie d’une aura exceptionnelle, car il est perçu comme une énergie « propre » et ses ressources sont réputées être illimitées. Régulièrement des plans envisagent de le voir remplacer les hydrocarbures. Le regain d’intérêt dans notre pays fait suite aux annonces de l’Allemagne de miser sur l’hydrogène pour stocker les quantités massives d’énergies renouvelables (EnR) variables produites dans le cadre de sa transition énergétique, son Energiewende. Le Centre d’analyse stratégique (CAS), devenu France Stratégie en 2013, s’était intéressé à ce vecteur énergétique et avait déjà adopté une vision plus que prudente dans deux rapports publiés en 2012, le premier sur les technologies au service du développement durable et le deuxième nommé Énergies 2050.

En effet, l’hydrogène n’est produit, aujourd’hui, qu’à des fins industrielles et selon un procédé émissif en CO2. Si générer de l’hydrogène-énergie décarboné est techniquement possible grâce à l’électrolyse de l’eau, c’est au prix d’un rendement faible et de coûts très élevés. L’utiliser pour valoriser de l’énergie renouvelable excédentaire risque fort de renchérir encore le prix de l’électricité, en raison du fonctionnement à temps partiel d’équipements lourds en investissements.

Dans le domaine de la mobilité décarbonée, le véhicule à hydrogène soulève beaucoup d’enthousiasme outre-Rhin ou au Japon, mais ne semble pas en mesure de concurrencer les véhicules thermiques ni même électriques avant longtemps, les piles à combustible (PAC) manquant de maturité. Le déploiement d’une infrastructure de distribution serait, de plus, d’un coût considérable. En outre, le contre-choc pétrolier actuel (mais aussi gazier et charbonnier) nous rappelle que le prix des énergies fossiles subit des fluctuations qui modifient les conditions de rentabilité des solutions alternatives. L’hydrogène étant un gaz particulièrement explosif, les enjeux de sécurité ajoutent une barrière supplémentaire à son développement dans les usages diffus.

Dans ses conclusions, la note de France Stratégie propose de poursuivre la recherche et développement (R&D) sur les électrolyseurs et les piles à combustible avant d’envisager un déploiement effectif ou expérimental. Le remplacement du vaporeformage du méthane, une ressource fossile non renouvelable, par l’électrolyse de l’eau serait une première étape. La note recommande, également, que l’évaluation de l’impact de solutions hydrogène prenne en compte les conséquences économiques et financières sur les autres filières (gaz, électricité, carburants).

Cette note prend le contre-pied de la plupart des analyses publiées sur le rôle que pourrait jouer l’hydrogène dans le futur. Pourriez-vous nous expliquer pourquoi ?

L’hydrogène est connu depuis très longtemps et rien n’interdit qu’il trouve sa place un jour parmi les autres vecteurs énergétiques que sont le pétrole, le gaz et l’électricité, car l’hydrogène est porteur de solutions aux différents défis énergétiques et environnementaux qui se posent à notre planète. Comme pour toute technologie, tout est une question de rythme de développement, et chacun sait que l’impatience et la précipitation coûtent cher.

La manière la plus économique de produire aujourd’hui de l’hydrogène – essentiellement utilisé dans l’industrie – est de vaporeformer du méthane (gaz naturel). Ce procédé n’a pas d’intérêt pour produire de l’hydrogène-énergie, parce qu’il vaut mieux utiliser directement le méthane comme combustible, avec comme corollaire moins d’émissions de CO2. Les deux passerelles entre l’électricité et l’hydrogène sont les électrolyseurs et les PAC. Ces technologies constituent actuellement les deux maillons sensibles de la chaîne et c’est sur elles que doit porter l’effort, même si des progrès importants ont été réalisés depuis une décennie, en particulier dans le domaine des membranes échangeuses de protons (PEM). Cependant, elles restent encore très loin de la maturité technico-économique, et la note de France Stratégie avance des chiffres qui n’ont à ce jour pas été contestés. Ceux qui veulent passer à leur industrialisation misent sur l’effet de série qui ferait baisser suffisamment les coûts, alors que nous pensons que la R&D fondamentale n’a pas fini de produire ses effets. La découverte d’un catalyseur qui ne soit pas un métal noble – aujourd’hui le platine – pourrait par exemple constituer une étape importante.

Les Allemands ayant lancé leurs premières expérimentations dans le power-to-gas depuis quelques années, profitent maintenant d’un certain retour d’expérience. Une étude récente de l’Öko-Institut (Institut d’Écologie Appliquée) reprise en détail par la presse économique allemande aboutit à des conclusions proches de celles de France Stratégie : le power-to-gas ne devrait pas être rentable avant des décennies à cause de ses très faibles rendements et de ses coûts actuellement très élevés. Il est de plus jugé inutile, car de nombreuses autres solutions restent moins onéreuses que l’électrolyse pour absorber les excédents d’électricité comme l’extension du réseau, le power-to-heat, la flexibilisation de la demande par les Smart grids, etc.

Par ailleurs, comme celle de France Stratégie, l’étude de l’Öko-Institut recommande de commencer par décarboner l’hydrogène industriel actuellement tiré du méthane.

Quelles sont, pour vous, les applications les plus matures de l’hydrogène (mobilité, stockage, vecteur énergétique, etc.) ? Pourquoi ?

Historiquement, un nouveau vecteur énergétique a toujours commencé par s’imposer dans les usages stationnaires avant ceux de mobilité pour des questions de poids, d’autonomie, de fiabilité, de sûreté, etc. Pour toutes ces raisons, et aussi parce qu’il utilise marginalement des infrastructures déjà existantes (de gaz naturel, mais aussi d’électricité), le power-to-gas devrait logiquement être la première application hydrogène à se développer.

Sa pénétration dans la mobilité oblige à relever de nombreux défis dont on entrevoit à peine les solutions : baisse du coût des PAC embarquées, stockage dans le véhicule à 700 bars – une pression proprement gigantesque, quand on sait que l’industrie travaille à des pressions dix à vingt fois inférieures –, développement d’une infrastructure de distribution, etc. Il est d’ailleurs vraisemblable que face à ces défis se développent plutôt des solutions hybrides consistant à augmenter le ratio H/C de certaines molécules carbonées. Plutôt que d’éradiquer à 100 % les émissions de CO2 des carburants, ceci permettrait de les réduire à un coût beaucoup plus raisonnable et au niveau de la sûreté, de les stocker à pression ambiante ou faible.

Quant à l’utilisation de l’hydrogène pour le chauffage des locaux, des expérimentations existent aujourd’hui mais qui utilisent le gaz naturel comme énergie primaire, donc fossile et non renouvelable, ce qui nous ramène à la question de la production de l’hydrogène-industrie et de la plus grande émissivité en CO2. Quant à imaginer un réseau d’hydrogène qui desservirait toutes les habitations, personne n’y songe sérieusement.

Du point de vue physique, il convient de rappeler que la production d’hydrogène couplant chaleur et électricité pour « casser » les molécules d’eau présente de bien meilleurs rendements que les technologies enchaînant des états énergétiques intermédiaires. Le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) avait ainsi expérimenté la thermolyse de l’eau grâce à des réacteurs nucléaires à haute température.

Quels sont, selon vous, les leviers juridiques, économiques et techniques à mobiliser pour accélérer le développement de l’hydrogène comme ressource énergétique ?

En ayant en mémoire l’expérience du gaz de pétrole liquéfié (GPL), un carburant pourtant bien moins dangereux et explosif que l’hydrogène, tout le monde est bien conscient qu’un accident grave avec un véhicule à hydrogène serait rédhibitoire pour le développement de la filière. Il est donc de son intérêt que le plus haut niveau de sécurité soit assuré.

Avant de songer à des leviers administratifs ou réglementaires, il convient d’établir la cartographie des risques liés à l’utilisation de l’hydrogène par le grand public, ce qui à notre connaissance n’a pas encore été réalisé. Si l’industrie a appris à le maîtriser, son usage diffus pose d’autres types de problèmes : songeons un instant aux conséquences de fuites qui seraient dues à un mauvais entretien des véhicules (des joints en particulier) et auraient lieu dans une enceinte fermée. Bien entendu, il sera toujours possible de renforcer les contrôles techniques, mais cela aura un coût qu’il convient d’intégrer dans l’évaluation globale de la filière.

Au contraire, les contraintes sont parfois affaiblies. Il n’est pas rassurant d’observer que le Japon cherche à diminuer le niveau de sécurité des véhicules à hydrogène afin de favoriser leur développement, ou que l’Allemagne applique des réglementations identiques à l’hydrogène et au gaz naturel, alors que leurs dangerosités respectives sont sans commune mesure.

Pour en savoir plus :

Note d’analyse, Y a-t-il une place pour l’hydrogène dans la transition énergétique ? Août 2014


Etienne Beeker
22 septembre 2015




Après 10 années de R&D dans les systèmes d’information, Etienne Beeker rejoint EDF R&D, où il a été amené à s’occuper de modélisation et d’optimisation des systèmes électriques. Après plusieurs postes de responsabilité et d’expertise dans l’entreprise, il a collaboré ensuite avec l’ADEME, puis avec le CAS devenu France Stratégie (ex Commissariat Général au Plan), sur les questions liées à la prospective énergétique. Il est ancien élève de l’École polytechnique et titulaire d’un DEA de systèmes informatiques.


France Stratégie est un organisme de réflexion, d’expertise et de concertation placé auprès du Premier ministre. Quatre missions complémentaires orchestrent l’action de France Stratégie :

  • évaluer les politiques publiques, de façon indépendante et exemplaire ;
  • anticiper les évolutions de la société française, qu’elles relèvent de l’économie, du social, du développement durable ou des technologies et analyser les questions qu’elles posent à moyen terme, afin de préparer les conditions de la décision politique ;
  • débattre. France Stratégie a vocation à être une maison ouverte, dialoguant avec les partenaires sociaux, la société civile, les entreprises, la communauté des spécialistes et le monde universitaire ;
  • proposer des politiques/réformes/orientations au gouvernement, en mettant en lumière les arbitrages possibles, les expériences étrangères et les positions des acteurs.