Dans un contexte où l’industrie automobile cherche à réduire son empreinte carbone, l’hydrogène se distingue de plus en plus comme une alternative crédible aux véhicules électriques classiques. BMW et Toyota, deux leaders du secteur, ont décidé de renforcer leur partenariat pour accélérer le développement de cette technologie.

Un partenariat stratégiquement renforcé

Depuis 2012, BMW et Toyota travaillent ensemble sur divers projets relatifs à l’hydrogène. Cette collaboration, quoique discrète, a permis des progrès notables dans le développement de véhicules à pile à combustible, une technologie qui génère de l’électricité à partir d’hydrogène, ne rejetant que de l’eau comme déchet. Le 5 septembre prochain, une étape décisive dans cette coopération sera franchie avec l’annonce officielle d’un nouveau protocole d’accord entre les deux entreprises.

Jusqu’à présent, la collaboration entre ces deux géants de l’automobile s’est concentrée sur le partage de composants essentiels pour les véhicules à hydrogène. Toyota a fourni à BMW des réservoirs et des piles à combustible, tandis que BMW a apporté son expertise en transmission et en ingénierie. Ce nouvel accord devrait permettre une intégration plus poussée des technologies, réduisant ainsi les coûts de développement et rendant l’hydrogène plus accessible aux consommateurs.

Les défis et opportunités de l’hydrogène

L’hydrogène est souvent perçu comme une solution idéale pour décarboner le secteur des transports. Cependant, malgré ses nombreux avantages, cette technologie fait face à des défis de taille. Les coûts élevés associés à la production et au stockage de l’hydrogène, ainsi que le manque d’infrastructures pour le ravitaillement, sont autant d’obstacles à une adoption massive.

BMW a déjà pris des initiatives significatives dans ce domaine avec le développement de son iX5 Hydrogen, un SUV doté de deux réservoirs d’hydrogène, offrant une autonomie de plus de 500 kilomètres et un plein réalisable en moins de quatre minutes. Ce véhicule, actuellement en phase de test dans plusieurs régions du monde, illustre parfaitement les ambitions des deux partenaires. La production en série de ce modèle est prévue dans les prochaines années, et le nouvel accord avec Toyota pourrait accélérer ce processus en réduisant les coûts.

Toyota, de son côté, continue de croire fermement en l’avenir de cette technologie, comme en témoigne sa participation en tant que sponsor aux Jeux Olympiques de Paris 2024, où son modèle à hydrogène, la Mirai, a été largement mis en avant. Pour Toyota, l’hydrogène représente une opportunité de diversifier les sources d’énergie et de contribuer à la réduction des émissions de carbone dans le secteur automobile.

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Un drôle de taxi, entièrement recouvert de mascottes Phryge en peluche, s’est invité à la cérémonie d’ouverture des Jeux paralympiques. De quoi s’agit-il ?

L’hydrogène est un des vecteurs énergétiques plébiscités pour réduire nos émissions de dioxyde de carbone (CO2). Mais comment le produire sans polluer ? Grâce à un électrolyseur, qui nécessite de l’eau et de l’électricité. On vous explique son fonctionnement en détail.

Dans le monde, ce ne sont pas moins de 70 millions de tonnes d’hydrogène (H₂) pur, auxquelles on peut ajouter quelque 45 millions de tonnes d’un hydrogène mélangé à du monoxyde de carbone (CO), qui sont consommées chaque année. Essentiellement aujourd’hui par l’industrie. Un hydrogène dont la plus grande part est encore produite à partir de combustibles fossiles.

De l’hydrogène bas-carbone pour la transition énergétique

Mais pour réaliser notre transition énergétique, demain, nous aurons besoin de produire de l’hydrogène bas-carbone. Comprenez, un hydrogène dont la production émet moins de 3 kilogrammes d’équivalent CO₂ par kilogramme de H₂ produit. Il pourra alors servir à décarboner non seulement l’industrie, mais aussi le secteur du transport lourd, où l’hydrogène pourrait remplacer les carburants classiques, celui de la construction, où l’hydrogène pourrait fournir de la chaleur et de l’électricité bas-carbone, et celui de l’énergie, où l’hydrogène pourrait jouer un rôle dans le stockage et le lissage de la production d’électricité solaire ou éolienne.

Pour produire de l’hydrogène bas-carbone, deux solutions : ajouter un dispositif de capture du CO₂ à la production classique à partir de combustibles fossiles ou compter sur l’électrolyse de l’eau, si tant est que l’électricité utilisée soit d’origine non fossile, soit renouvelable ou nucléaire.

Au cœur de l’électrolyseur, une cellule qui produit de l’hydrogène

La voie privilégiée aujourd’hui pour produire l’hydrogène bas-carbone dont notre monde de demain aura besoin (selon les projections, la consommation devrait être multipliée par dix d’ici 2050), c’est l’électrolyse de l’eau. Le principe est connu depuis plus de 200 ans. L’idée : utiliser un courant électrique continu pour casser des molécules d’eau et produire de l’hydrogène et de l’oxygène. Plus précisément, pour dissocier des molécules d’eau (H₂O) et récupérer du dihydrogène (H₂) et du dioxygène (O₂). Les chimistes parlent de réaction d’oxydoréduction forcée.

Les réactions se produisent au cœur de ce que les ingénieurs appellent une cellule d’électrolyseur. Chacune est composée :

• de deux électrodes où ont lieu les réactions électrochimiques — l’oxydation du côté de l’anode et la réduction du côté de la cathode — grâce à des catalyseurs dont la nature dépend des conditions de fonctionnement ;
• d’un électrolyte — en général ;
• et d’un séparateur qui permet le passage des ions nécessaires à l’équilibre des charges et, en même temps, évite le passage des électrons et des gaz.

Des cellules individuelles peuvent être empilées pour former une pile — un stack, en anglais. Des plaques bipolaires qui servent à collecter le courant sont alors utilisées pour séparer les cellules. Il existe trois technologies principales d’électrolyseurs, définies essentiellement par la nature du séparateur.

L’électrolyse alcaline, la technologie la plus mature

L’électrolyse alcaline est la technologie la plus ancienne et la plus mature. C’est aujourd’hui la plus utilisée dans l’industrie. Elle compte pour environ 90 % de la capacité installée dans le monde.

Dans un électrolyseur alcalin, les électrodes sont faites de matériaux bon marché comme le cobalt, le nickel, le zinc ou le fer. Elles sont immergées dans une solution — l’électrolyte — de potasse ou de soude — soit KOH ou NaOH. Un diaphragme sépare l’oxygène produit à l’anode et l’hydrogène produit à la cathode tout en permettant aux ions hydroxyde (OH^— ) de traverser la membrane séparatrice et d’équilibrer les charges des réactions électrochimiques.

Ces électrolyseurs fonctionnent à des températures comprises entre 60 et 80 °C et à une pression de 3 à 30 bars. Il faut entre 4,4 et 6 kilowattheures pour produire 1 normo mètre cube (Nm³) — soit l’équivalent d’un mètre cube de gaz dans les conditions normales de températures et de pression — d’hydrogène avec un rendement électrique de 60 à 80 % à l’échelle de la pile.

L’électrolyse alcaline sous pression est un procédé plus récent qui fonctionne sous une pression d’environ 30 bars. Cette méthode permet d’obtenir un hydrogène déjà sous pression, et donc d’économiser les coûts énergétiques liés à la compression de l’hydrogène en fin de procédé. Elle permet aussi de répondre plus rapidement aux variations de charge et la densité de courant est plus élevée. De quoi autoriser des électrolyseurs plus compacts pour une même puissance nominale.

De manière générale, les électrolyseurs alcalins demandent moins d’investissements — que les autres technologies —, mais ils utilisent, en grandes quantités, un électrolyte corrosif. Ils sont aussi sensibles à la perméation des gaz. Comprenez que l’hydrogène et l’oxygène produits peuvent s’y mélanger.

L’électrolyse à membrane échangeuse de protons a le vent en poupe

L’électrolyse à membrane échangeuse de protons (PEM), quant à elle, est un peu moins mature, mais en pleine expansion. En 2023, elle est devenue la principale technologie visée par les nouveaux projets d’électrolyseurs.

Dans la cellule d’un PEM, ce sont des protons qui traversent le séparateur constitué d’une fine membrane polymère — souvent à base d’acide perfluorosulfonique (PFSA). Ici, pas d’électrolyte. Les électrodes — en métaux nobles comme le platine ou l’iridium, environnement acide oblige — reposent directement sur la membrane séparatrice. De quoi réduire les espaces entre elles et atteindre des densités de courant élevées.

La température de fonctionnement d’un électrolyseur à membrane échangeuse de protons est comprise entre 50 et 80 °C. Le tout peut fonctionner à une pression de 1 à 30 bars. Mais aujourd’hui, la plupart des systèmes sont pressurisés pour gagner en efficacité et obtenir, en sortie, un hydrogène déjà sous pression.

Le véritable atout de la technologie PEM, c’est qu’elle permet d’atteindre des densités de puissance et de courant élevées. Ainsi ces électrolyseurs sont-ils plus compacts et permettent-ils une production à grande échelle tout en limitant les coûts.

Toutefois, les électrolyseurs à membrane échangeuse de protons font appel à des catalyseurs coûteux et à des membranes sensibles aux impuretés.

Les promesses des électrolyseurs à haute température

L’électrolyse à haute température, appelée aussi électrolyse à oxyde solide (SOEC), est la plus récente des technologies d’électrolyseur. Comme son nom l’indique, elle se joue à des températures situées entre 600 et 900 °C. L’anode de ce type d’électrolyseurs est composée d’une pérovskite en manganite de lanthane dopé au strontium (LSM) ou en cobalt-ferrite de lanthane dopé au strontium (LSCF). Sa cathode est constituée d’un composite de nickel et d’YSZ. Son électrolyte est solide. Il est fait de zircone stabilisée à l’oxyde d’yttrium (YSZ) capable de conduire les conducteurs ioniques que sont, dans ce cas, les ions oxydes O^2— .

L’avantage de cette technologie est qu’une partie de l’énergie est apportée sous forme de chaleur, ce qui permet de réduire les coûts en électricité. Il faut ainsi entre 3,3 et 3,9 kWh électriques pour produire un Nm3 d’hydrogène avec un rendement allant jusqu’à 96 % à l’échelle de la pile. Cependant, il ne faut pas oublier que l’énergie thermique nécessaire à la vaporisation de l’eau et au maintien de la haute température n’est pas prise en compte.

L’autre atout de cette technologie, c’est qu’elle peut être utilisée pour co-électrolyser l’eau et le CO₂ pour produire du gaz de synthèse. En revanche, le fonctionnement à haute température doit être soigneusement géré pour éviter une dégradation trop rapide des rendements.

Des équipements auxiliaires pour assurer le bon fonctionnement de l’électrolyseur

Pour assurer le fonctionnement optimal des électrolyseurs, les cellules doivent être soutenues par une série d’équipements auxiliaires. Un purificateur d’eau, par exemple. Parce que les électrolyseurs à basse température, notamment, nécessitent une eau d’une grande pureté qui doit être désionisée. Les électrolyseurs à haute température demandent en plus que l’eau soit vaporisée. Des échangeurs thermiques permettent, quant à eux, de contrôler la température de fonctionnement des électrolyseurs. Des purificateurs de l’hydrogène — et de l’oxygène, lorsqu’il est exploité — produit sont aussi nécessaires. Car l’hydrogène est mélangé à une grande quantité d’eau, par exemple, dans le cas de l’électrolyseur alcalin. Les gaz peuvent aussi être amenés à traverser les membranes pour se mélanger l’un à l’autre. Les experts parlent de crossover. Avec les risques d’explosion que cela entraîne. L’ajout au circuit d’un désembueur et d’un système catalytique est donc indispensable à obtenir un hydrogène de haute pureté. Le tout nécessite aussi l’intervention d’un ou plusieurs convertisseurs et redresseurs AC/DC ou DC/DC

Concevoir un électrolyseur

Quelle que soit la technologie choisie, le dimensionnement d’un électrolyseur suit cinq étapes principales. Il faut avant tout définir les spécifications de l’hydrogène à produire. Cela permet ensuite de déterminer la surface nécessaire que doit avoir l’électrolyseur pour produire la quantité d’hydrogène voulue. Une surface qui dépend de la technologie choisie. Notez qu’elle est systématiquement surdimensionnée pour tenir compte du vieillissement et de la perte de performance le long de la durée de vie de l’électrolyseur, qui est généralement de 20 ans. Cette surface est utilisée pour définir le nombre de cellules nécessaires. Et enfin, le nombre de piles nécessaires pour empiler ces cellules. Ces deux derniers paramètres sont le plus souvent imposés par les fabricants.

Pour prévenir les dégradations et assurer à l’électrolyseur une durée de vie optimale, les conditions opératoires doivent être ajustées. La qualité de l’eau, d’abord, est essentielle. Car la durabilité des catalyseurs dépend fortement de sa pureté. Les traces de métaux, par exemple, et en particulier les ions fer, doivent être soigneusement éliminées à l’aide d’un déioniseur. Parce que le fer et l’oxygène génèrent des radicaux libres qui peuvent rapidement dégrader les matériaux et les membranes.

La gestion de la température apparaît également comme un paramètre clé pour l’électrolyseur en termes de performance et de dégradation. Il faut trouver le bon compromis entre ces deux aspects. Les technologies à basse température, par exemple, ne fonctionnent qu’avec de l’eau liquide. Il ne faut pas que cette dernière se vaporise. Et il faut donc veiller à ne pas dépasser les 80 ou 90 °C.

Les électrolyseurs et les énergies renouvelables

Le dernier point d’attention se situe au niveau de l’alimentation électrique des électrolyseurs. C’est parfait lorsque le courant arrive de manière régulière. Mais lorsque l’alimentation est assurée par une source solaire ou éolienne intermittente, les choses peuvent se compliquer. L’approvisionnement en eau, d’abord, doit être adapté aux variations électriques. Sans quoi celles-ci peuvent faire varier les températures du système et mener à sa dégradation.

Le crossover des gaz peut aussi engendrer, au-delà de la perte d’efficacité, des risques d’explosion lorsque surviennent des variations de courant. Une baisse de puissance peut faire baisser le débit d’oxygène alors que le débit d’hydrogène est maintenu. La concentration en H₂ peut alors grimper à des niveaux dangereux. Les électrolyseurs alcalins, par exemple, ne peuvent pas se permettre de fonctionner en dessous d’environ 25 % de leur puissance nominale.

Tous ces paramètres intégrés, les experts de l’IFP Énergies nouvelles (IFPEN) estiment que pour produire par électrolyse tout l’hydrogène dont nous aurons besoin à l’horizon 2050, nous aurions besoin de 3 900 gigawatts (GW) de puissance installée d’énergie renouvelable. Alors que la puissance installée à ce jour ne dépasse pas les 300 GW ! Pour produire 660 millions de tonnes d’hydrogène par an, le parc éolien mondial devrait être 55 fois plus grand qu’aujourd’hui ou la surface de panneaux photovoltaïques installée dix fois plus grande que la surface de la France.

Pour accélérer la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau, il faudra donc également changer l’échelle des électrolyseurs — de 10 à 100 MW —, améliorer les rendements, notamment, et travailler à limiter la dégradation des matériaux. À ce jour, environ 350 projets de construction ont été identifiés dans le monde, représentant une capacité installée supplémentaire de 60 GW d’ici 2030.

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Il est particulièrement difficile et coûteux de produire de l’hydrogène vert à partir de sources d’électricité renouvelables. Si bien que cette technique n’a pas encore été massivement mise en œuvre. Mais un projet en Espagne veut renverser la table, avec une nouvelle approche.

La production d’hydrogène vert à partir de sources d’électricité renouvelables met principalement en œuvre aujourd’hui l’électrolyse de l’eau, et ce procédé se heurte à de nombreuses difficultés. D’abord, l’opération consomme de grandes quantités d’énergie, de l’ordre de 50 kWh/kg d’hydrogène. De plus, les moyens de production d’électricité renouvelables, comme les centrales photovoltaïques et éoliennes, sont intermittents. Cela n’est pas sans conséquence. En effet, si l’on connecte directement un électrolyseur à une source d’énergie intermittente, cela implique que le fonctionnement de l’électrolyseur sera lui aussi intermittent, avec un niveau de puissance variable.

Cette intermittence de la production de l’électrolyseur affecte directement ses coûts de production : il ne pourra pas être utilisé en permanence au maximum de sa puissance. Cela se traduit par un taux de charge faible, une production plus faible pour un niveau de puissance donné, et donc une plus grande difficulté à rentabiliser son investissement. De plus, ce mode de fonctionnement à puissance variable ne ménage pas le matériel, lequel peut s’user plus rapidement. Et c’est précisément ce qui s’est passé dans le plus grand électrolyseur vert au monde, à Kucha, en Chine.

Des inconvénients majeurs rencontrés en Chine

L’installation, gigantesque, atteignait une puissance de 260 MW, laissant espérer à Sinopec, son exploitant, une production de près de 20 000 tonnes d’hydrogène par an. Après quelque mois, toutefois, il s’est avéré que les électrolyseurs présentaient des défauts de conception. Ils étaient prévus en effet pour fonctionner entre 30 et 100 % de puissance, pour s’adapter aux variations de puissance des centrales photovoltaïques et éoliennes associées. En pratique, il s’est avéré nécessaire de limiter leur puissance à un minimum de 50 %, compromettant ainsi la rentabilité de l’installation.

En dépit de ce retour d’expérience négatif, l’Espagne vient toutefois de lancer un projet pilote d’électrolyseur pour générer de l’hydrogène vert. Va-t-elle se heurter aux mêmes difficultés ? On peut penser que non, car ces aspects techniques ont été pris en compte dans la conception d’un système tout à fait particulier.

L’Espagne veut dépasser ces difficultés

Le projet appelé « H2-24/7 » est un projet technologique ambitieux. Il réunit les entreprises RPow, et H2B2 Electrolysis Technologies au sein d’un consortium, lequel a obtenu une subvention de 2,66 millions d’euros de la part de l’Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), piloté par le ministère de la Transition écologique espagnol. Se présentant comme une installation pilote, il sera construit à proximité de Séville, en Andalousie, et il sera doté d’une puissance modeste de 100 kW.

Schéma de l’électrolyseur / Image : RPow.

Et pour éviter les difficultés liées à l’intermittence de l’approvisionnement en électricité renouvelable, il présentera une caractéristique technique notable. Il sera doté d’un système de stockage thermique (TES, pour Thermal Energy Storage) basé sur des sels fondus, dispositif dont la société RPow est un spécialiste. Ce système pourra capter et stocker de la chaleur à haute température, de l’ordre de 700 à 900 °C, laquelle énergie pourra être utilisée pour fournir en même temps de l’électricité, par une turbine, et de la vapeur à l’électrolyseur. L’utilisation d’un tel système de stockage permettra de lisser dans le temps la production d’énergie (que l’on suppose issue d’une centrale solaire thermique), et permettra à l’électrolyseur de fonctionner à une puissance constante tout au long de la journée, évitant ainsi les variations importantes de puissance.

L’électrolyseur est basé sur la technologie SOEL (pour Solid Oxide Electrolysis), et fonctionnera à haute température. Cette technologie permet d’envisager une très haute efficacité. H2B2 indique que le rendement énergétique sera en effet excellent, avec une consommation d’énergie de 39 kWh/kg d’hydrogène selon le communiqué de presse de H2B2 du 6 août 2024. On relève toutefois que cette valeur est très basse, et conduit à un rendement de 100 %, ce qui est étonnant ; peut-être faudra-t-il attendre des résultats plus avancés pour connaître le rendement exact.

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Le sujet des centrales thermiques au gaz dites « Hydrogen-ready » (prêtes à brûler de l’hydrogène) a bien occupé nos colonnes ces dernières années. Et c’est pour une bonne raison : en apparence, elles s’articulent particulièrement bien dans le cadre de la transition énergétique d’un mix électrique dominé par le gaz naturel fossile. C’est une approche toutefois très critiquée, et une nouvelle étude enfonce le clou : elle met en doute leur faisabilité à grande échelle, et renforce ainsi les soupçons que ce label ne soit au fond que du greenwashing.

Nous savons que l’intégration dans le réseau électrique d’énergies renouvelables intermittentes nécessite de prévoir également des capacités de fourniture d’électricité pilotables, lesquelles assurent la relève de la production lorsque les conditions le nécessitent par exemple en cas de manque de vent ou de soleil. Pour ce faire, une stratégie consiste à prévoir dans le mix électrique des centrales thermiques au gaz, et c’est en pratique la solution aujourd’hui la plus accessible techniquement et économiquement. Problème : elles consomment du gaz naturel fossile, lequel doit être importé, et lequel sera à l’origine d’émissions massives de dioxyde de carbone.

Dans ce contexte, le principe des centrales thermiques « Hydrogen-ready » est élégant : elles sont conçues pour fonctionner avec du gaz naturel ou avec de l’hydrogène. Ainsi, elles peuvent être construites rapidement pour être disponibles à courte échéance pour assurer les besoins actuels de stabilisation du réseau face au déploiement rapide des énergies renouvelables, tout en étant progressivement convertibles à l’hydrogène lorsque ce dernier sera disponible massivement, à plus longue échéance.

C’est cette stratégie dans laquelle s’est engouffrée par exemple l’Allemagne, qui envisage la construction de centrales « Hydrogen-ready », pour une puissance très importante, de l’ordre de 17 à 21 GW. Mais ce programme a été particulièrement critiqué outre-Rhin, voire pas loin d’être mis à l’arrêt. Et pour de bonnes raisons. Et début août, l’Institute for energy economics and financial analysis (IEEFA) publie un rapport venant enfoncer le clou. Voyons voir de quoi il retourne.

L’hydrogène ne remplacera pas le gaz à une échéance connue

Le rapport de l’IEEFA est centré sur le marché étasunien, mais ses conclusions restent applicables au marché des pays européen, voire de façon plus globale. Tout d’abord, l’institut note qu’il n’existe pas de capacité de production de l’hydrogène à hauteur des besoins d’un parc de centrales thermiques « Hydrogen-ready ». En effet, les États-Unis produisent environ 10 millions de tonnes d’hydrogène par an, et la totalité de cet hydrogène trouve déjà une application : l’industrie pétrochimique et la fabrication d’engrais. D’après l’IEEFA, la production actuelle d’hydrogène ne permettrait d’alimenter que les 15 plus grandes centrales au gaz étasuniennes, et ne se substituerait qu’à 10 % de la consommation de gaz pour la production électrique.

Par ailleurs, l’institut pointe l’absence d’infrastructures de transport et de stockage de l’hydrogène. Le transport entre les lieux de production et de consommation de l’hydrogène nécessiterait en effet la construction de milliers de kilomètres de nouveaux gazoducs. Quant au stockage, il n’existe aujourd’hui aucune installation à la hauteur des moyens actuels dédiés au gaz, en termes de capacité et de sécurité. Le stockage du gaz naturel est aujourd’hui réalisé au sein d’un large réseau d’anciens gisements de pétrole et de gaz épuisés, dans lesquels la faisabilité du stockage sûr de l’hydrogène n’a pas été démontrée.

L’intérêt de l’hydrogène remis en question

L’IEEFA relève également que les centrales « hydrogen-ready » n’ont un avantage en termes d’émission de CO₂ que pour d’importantes concentrations d’hydrogène dans le méthane. Autrement dit, pour les faibles concentrations d’hydrogène dans le mélange utilisé par les centrales, les réductions des émissions sont proportionnellement plus faibles que la quantité de gaz substitué. Les auteurs du rapport estiment ainsi que pour les faibles concentrations d’hydrogène, le coût des infrastructures supplémentaires est démesurément grand vis-à-vis des bénéfices environnementaux attendus.

Par ailleurs, l’utilisation de l’hydrogène n’est pas parfaitement neutre pour l’environnement. Sa combustion implique la production d’oxydes d’azote (les fameux NOx), dont les émissions doivent être rigoureusement contrôlées pour limiter la pollution de l’air. De plus, l’hydrogène est lui-même un gaz à effet de serre, environ 12 fois plus puissant que le CO₂ ; ses fuites contribueront donc au réchauffement climatique, en moindre mesure toutefois que le méthane lui-même, qui est un contributeur 28 fois plus puissant que le CO₂.

« Hydrogen-ready » un label greenwashing ?

Le concept de centrales « Hydrogen-ready » a très tôt été accusé de n’être qu’une manière détournée de permettre la construction de centrales au gaz fossiles. Pour illustrer ce point, L’IEEFA cite notamment le cas des projets de l’électricien Duke Energy, qui envisage 2,26 GW de centrales au gaz « Hydrogen-ready ». La conversion à l’hydrogène de ces centrales est prévue pour 2035, et encore, avec un mélange à très faible teneur en hydrogène (1 % d’hydrogène / 99 % de méthane). Si la conversion à l’hydrogène des centrales au gaz est en pratique repoussée très loin à l’avenir, les centrales continueront à consommer du gaz fossile importé, et à produire des émissions de CO₂, ce qui, en effet, ne ressemble en rien à une « transition énergétique ».

Pour limiter ces risques, l’institut établit une liste de recommandations. Pour l’essentiel, ces dernières établissent que les électriciens devraient indiquer les surcoûts totaux induits par la conversion des centrales à l’hydrogène (coûts de conversion, de fourniture et d’infrastructure) ainsi que les stratégies concrètes d’approvisionnement en hydrogène. Il serait pour le moins contre-productif, en effet, que cet hydrogène soit produit à partir de sources carbonées.

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Les chercheurs du MIT ont récemment fait une découverte étonnante : il est possible de produire de l’hydrogène vert à partir d’eau salée, de café et d’une canette de soda. Cette avancée promet de révolutionner le domaine de l’énergie durable en offrant une méthode innovante et accessible de production d’hydrogène.

Une réaction chimique inattendue

Deux ingénieurs du MIT, Aly Kombargi et Niko Tsakiris, ont fait une découverte étonnante. En traitant de l’aluminium avec un alliage de gallium-indium et en le plongeant dans de l’eau salée, ils ont réussi à produire de l’hydrogène. Cette réaction chimique, accélérée par l’ajout de marc de café, pourrait révolutionner la production d’énergie verte.

Au cœur de cette découverte se trouve l’aluminium des canettes de soda, traité pour éliminer la couche d’oxyde qui empêche normalement la réaction avec l’eau. En plongeant l’aluminium traité dans l’eau salée, les chercheurs ont observé une production d’hydrogène. L’ajout de café, grâce à son composé actif, l’imidazole, a accéléré la réaction, réduisant le temps nécessaire de deux heures à seulement cinq minutes.

Hydrogène : une alternative propre aux carburants fossiles

Cette découverte a des applications potentielles dans le domaine maritime. Les moteurs de bateaux pourraient utiliser cette méthode pour générer de l’hydrogène directement à partir de l’eau de mer, sans nécessiter de réservoirs d’hydrogène. Comme l’explique Aly Kombargi, « nous transporterions de l’aluminium comme ‘carburant’ et ajouterions simplement de l’eau pour produire l’hydrogène dont nous avons besoin. »

L’hydrogène est considéré comme une alternative propre aux carburants fossiles. La capacité de produire de l’hydrogène à partir de sources abondantes et accessibles, comme l’eau salée et l’aluminium, pourrait jouer un rôle important dans la transition vers une économie énergétique durable. Cette découverte pourrait non seulement réduire les émissions de gaz à effet de serre, mais aussi soutenir des innovations dans les transports maritimes et peut-être même au-delà.

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La Cour des comptes européenne vient de rendre un rapport sur la place donnée à l’hydrogène dans l’Union européenne. Et le moins que l’on puisse dire, c’est que la gardienne des finances de l’UE est sceptique sur l’atteinte des objectifs prévus pour 2030.

Dans le cadre de son plan « REPowerEU », la Commission européenne a inclus l’hydrogène renouvelable afin de faciliter la transition énergétique de certains secteurs tels que le transport lourd et l’industrie. En France, la filière de l’hydrogène est soutenue dans le cadre du plan de relance. 9 milliards d’euros ont été alloués pour développer le marché de l’hydrogène sur le territoire.

Des objectifs trop ambitieux

Toutefois, dans un récent audit, la Cour des comptes européenne considère que les objectifs fixés par la Commission européenne sont trop ambitieux, « sans reposer sur une analyse rigoureuse ». Il s’agit d’atteindre 10 millions de tonnes d’ici 2030 pour la production et le même niveau pour l’importation d’hydrogène renouvelable.

Bien que l’audit reconnaisse que le cadre juridique européen lié au développement de l’hydrogène ait été rapidement élaboré, il est reproché à la Commission européenne de n’avoir aucune vision d’ensemble des fonds disponibles (privés ou publics) pour soutenir la filière. S’agissant des fonds européens destinés à la filière, ils sont estimés à 18,8 milliards d’euros. En outre, la Cour des comptes européenne regrette que les fonds européens alloués au secteur soient trop dispersés au sein de différents programmes, ce qui complexifie leur utilisation. D’ailleurs, la plus grande partie des financements est utilisée par quelques pays seulement, lesquels ont des projets avancés dans le domaine et sont dotés d’industries difficiles à décarboner. Il s’agit de l’Allemagne, de l’Espagne, de la France et des Pays-Bas.

Pour la gardienne des finances de l’UE, la situation actuelle n’est pas satisfaisante. Elle demande donc à la Commission européenne de « mettre à jour sa stratégie sur l’hydrogène sur la base d’une évaluation minutieuse de trois aspects majeurs ». Le premier est le réglage des incitations du marché en faveur de l’hydrogène vert. Le deuxième consiste en un meilleur fléchage des fonds européens vers certaines parties de la chaîne de valeur, laquelle se compose de trois phases : la production, le transport/distribution/stockage et l’utilisation. Enfin, la Commission européenne devra préciser « quelles industries l’UE souhaite maintenir, et à quel prix, compte tenu des implications géopolitiques d’une production interne par rapport à des importations de pays tiers ».

« Une vérification à l’épreuve de la réalité » demandée par la Cour des comptes européenne

Finalement, malgré des objectifs trop ambitieux dans le domaine, la Cour des comptes européenne conclut que « la Commission est parvenue en partie à créer les conditions propices à l’émergence du marché de l’hydrogène et à sa chaîne de valeur dans l’UE ». Elle demande néanmoins « qu’une vérification à l’épreuve de la réalité soit effectuée maintenant, puisque près de quatre ans se sont écoulés depuis la publication de la stratégie de l’hydrogène et que les premiers enseignements peuvent être tirés ».

En réponse, la Commission européenne défend son bilan et indique que « le développement d’un écosystème européen de l’hydrogène en est encore à sa phase initiale ». En conséquence, elle considère « qu’une évaluation complète visant à déterminer si l’objectif consistant à bâtir un écosystème européen de l’hydrogène a été atteint ne pourra être réalisée qu’à un stade ultérieur ».

Enfin, la Commission européenne refuse de revoir ses objectifs en matière d’hydrogène, même si elle reconnaît « qu’il existe des difficultés liées au développement de la chaîne de valeur de l’hydrogène et que le réservoir de projets, tant au sein de l’UE qu’au niveau international, n’est pas suffisamment avancé ».

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La Corée du Sud avance pas à pas vers la décarbonation de ses transports en commun. Comme le relaient Automobile Propre et H2 Today, en juillet 2024, le pays a franchi le cap des 1 000 bus à hydrogène.

13 fois plus de bus hydrogène en quatre

Depuis 2019, la Corée du Sud se dirige vers l’adoption des bus à hydrogène. En 2020, le pays en comptait 77. Ils étaient 992 au début du mois de juillet 2024, et le cap des 1 000 bus à hydrogène aurait depuis été franchi, comme le rapportent nos confrères de l’Automobile Propre et H2 Today. Autrement dit, leur nombre a été multiplié par 13 en l’espace de quatre ans seulement.

Une telle progression a été possible grâce au soutien du gouvernement coréen, en particulier du ministère de l’Environnement sud-coréen, qui a lancé un programme de 300 millions de wons (198 545,69 euros) destiné au renouvellement de ses flottes de bus vers l’hydrogène.

Être plus autonome

L’acteur principal de la décarbonation des bus sud-coréens est Hyundai. Suite aux aides financières de l’État, le constructeur s’est donné pour objectif de produire au minimum 3 000 bus à hydrogène par an à compter de 2024, soit six fois plus qu’au début de 2023. À l’avenir, la Corée du Sud souhaite que ces bus représentent 70 % de sa flotte, et que les 30 % restants soient électriques.

La Corée du Sud dispose de 192 stations de recharge à hydrogène et le pays est capable de liquéfier 90 tonnes d’hydrogène par jour, précisaient Les Echos en mai 2024. À titre de comparaison, Solaris, le leader européen, a mis en circulation seulement 220 bus à hydrogène. La France, pour sa part, compte 58 bus en 2024 et espère dépasser les 720 bus d’ici 2033. Une différence qui s’explique surtout par le mix énergétique entre l’Europe et la Corée du Sud. Cette dernière dépend en effet très largement des importations de charbon ou de celles d’électricité d’origine nucléaire. Le développement de l’hydrogène serait donc une manière pour la Corée du Sud de devenir plus autonome.

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Depuis une quinzaine d’années, la France s’intéresse à l’hydrogène naturel comme source d’énergie — ou de matière première. Mais aujourd’hui, elle risque de perdre son leadership au profit de pays plus à l’aise avec l’exploitation des richesses de leur sous-sol. Pour l’éviter, l’Académie des technologies a quelques recommandations.

Il y a quelques mois, la Française de l’Énergie (FDE) annonçait la découverte d’un potentiel gisement d’hydrogène naturel dans le bassin minier de la Lorraine. Une demande de permis exclusif de recherche a été déposée pour en savoir plus. Six autres permis ont été demandés ailleurs dans le pays. Et l’un d’entre eux a même déjà été attribué. « À ce stade, il reste difficile de savoir quel est le réel potentiel pour l’exploitation de l’hydrogène naturel en France. Pour répondre à cette question, nous allons devoir forer », annonce Isabelle Moretti, chercheur en sciences de la terre et membre de l’Académie des technologies, à l’occasion d’un point presse visant à émettre quelques recommandations pour permettre à la France de maintenir son leadership en matière d’hydrogène naturel.

La ruée vers l’hydrogène naturel

« Les estimations pour l’ensemble du monde, elles, évoluent presque au quotidien. Certains ont commencé à quantifier les roches capables de générer de l’hydrogène ainsi que le flux que nous pourrions en attendre. Une étude de l’US Geological Survey estime ainsi les réserves souterraines à 5 milliards de tonnes. Et la part accessible à elle seule suffirait à répondre à la demande en hydrogène pour des centaines d’années », précise Isabelle Moretti. « Du point de vue économique, cet hydrogène s’annonce aussi moins cher que tous les autres. Les experts évoquent des chiffres qui tournent autour d’un dollar le kilo. C’est moins cher que l’hydrogène produit à partir de gaz fossile. Et largement moins cher que n’importe quel autre hydrogène vert. » Dans un monde qui cherche désespérément des solutions de décarbonation, on comprend pourquoi on assiste depuis quelques mois à une véritable ruée vers l’hydrogène naturel.

Accélérer la caractérisation de la ressource et l’exploration de l’hydrogène naturel

« La France a été pionnière en la matière, mais elle est en train de perdre son leadership au profit de pays plus enclins à exploiter les richesses de leur sous-sol », prévient l’experte de l’Académie des technologies. Elle pense notamment aux États-Unis. Et à l’Australie qui a actualisé sa loi en 2021 et commencé à forer des puits dès 2023. « En France, dès que l’hydrogène est apparu dans le Code minier, en 2022, des demandes de permis exclusif de recherche ont été déposées. Mais alors que d’autres pays, aussi démocratiques et soucieux de préserver leur environnement que nous, savent avancer très rapidement, il faut au moins 18 mois pour qu’une demande aboutisse en France. Ensuite, chaque opération menée sur le périmètre est soumise à autorisation préfectorale. Tout ça prend encore énormément de temps. Et ceux qui trouveront effectivement de l’hydrogène à exploiter devront demander une concession pour pouvoir produire la ressource. Ça peut prendre jusqu’à trois ans. Dans le contexte actuel, c’est beaucoup trop long. Il y a assurément des choses à améliorer en France de ce point de vue. »

Si notre pays veut rester dans la course à l’hydrogène naturel, il devra aussi, selon l’Académie des technologies, trouver des soutiens financiers plus efficaces. « La plupart des compagnies qui explorent sont de petites compagnies. Elles ont besoin de financements et ne peuvent pas se permettre de passer des mois sur chaque levée de fonds », estime Isabelle Moretti. « Aux États-Unis, par exemple, l’argent, tout aussi bien public que privé, est plus accessible qu’en France. Les start-up se lancent avec des dizaines de millions de dollars en poche. Chez nous, les jeunes pousses font parfois leurs premiers pas avec seulement 100 000 euros. »

L’hydrogène naturel, un hydrogène décarboné

Un coup de pouce appréciable pourrait venir d’un appel à manifestation d’intérêt dans le cadre de France 2030. Mais aussi, d’une labellisation de l’hydrogène naturel comme hydrogène décarboné par la Commission européenne. « C’est essentiel à la fois pour ouvrir l’accès à des subventions potentielles et pour faciliter la commercialisation en cas de découverte. Car cela validerait le fait que l’impact environnemental de cet hydrogène est limité. Malheureusement pour l’heure, il n’y a pas d’unanimité à ce sujet au sein de la Commission. Nous travaillons pour que cela change. »

En attendant, la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) vient de demander à l’Ifpen de coordonner un état des lieux qui permettrait d’établir une feuille de route. Elle devrait être finalisée en fin d’année 2024. « Nous avançons dans la bonne direction. Mais beaucoup trop lentement quand on voit ce qui se passe ailleurs. Trop lentement aussi au goût des acteurs de la filière qui travaillent sur la question depuis 5 ou 6 ans déjà. Trop lentement, même, aux yeux de certains acteurs locaux, semble-t-il. Avec la crise du Covid d’abord et la guerre en Ukraine ensuite, les points de vue ont évolué. Nous avons compris que nous ne pouvions pas toujours dépendre des autres. Compris que nous avions besoin de réindustrialiser. Dans le sud-ouest, où nous travaillons beaucoup, des maires nous demandent de venir faire des mesures pour attirer des industriels. Les citoyens se montrent curieux et positifs. La volonté est là. Nous disposons des techniques et du savoir-faire. Ne reste plus qu’à mettre en place les moyens d’accélérer d’abord la caractérisation de la ressource puis l’exploration de l’hydrogène naturel en France. »

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Jusque là cantonnés à des systèmes entièrement électriques, les avions taxis pourraient bien gagner en autonomie grâce au recours à l’hydrogène. C’est en tout cas ce qu’expérimente Joby Aviation, l’une des startups les plus avancées dans la course à la mobilité urbaine de demain.  

Si la décarbonation du secteur aérien comporte de nombreuses interrogations, l’une des solutions avancées, à savoir le recours à l’hydrogène, continue de gagner du terrain. Joby Aviation, connu pour son taxi aérien électrique, vient de battre un record d’autonomie non pas grâce à des batteries, mais grâce à un réservoir d’hydrogène liquide. Celui-ci, d’une capacité de 40 kg, est associé à une pile à combustible permettant de générer l’électricité nécessaire aux moteurs électriques. Grâce à cette technologie, l’un des prototypes de l’entreprise, capable de décoller et d’atterrir verticalement, a pu parcourir 523 miles, soit 840 kilomètres, en une seule fois. Au moment d’atterrir, l’avion disposait encore de 10% de carburant.

Cette première mondiale a été rendue possible grâce au partenariat de Joby Aviation avec H2FLY, une startup allemande rachetée par Joby en 2022. Cette dernière est d’ailleurs responsable du premier vol habité d’un avion électrique à hydrogène liquide réalisé l’année dernière.

La modification d’un modèle 100% électrique à batterie

En réalité, le VTOL utilisé pour réaliser cette première n’est pas tout à fait une nouveauté. Il est dérivé d’un modèle à batterie qui pourrait jouer les taxis volants à Dubaï dès 2026. L’entreprise Joby aviation a, en effet, signé un contrat d’exclusivité avec la capitale des Émirats Arabes Unis, qui devrait aboutir à de premières phases de tests pour 2025 avant le début des vols commerciaux dès l’année suivante. Cette version 100% électrique se destine aux déplacements au sein même d’une ville grâce à une capacité de 4 passagers et une vitesse maximale de 320 km/h. Néanmoins, son autonomie n’excède pas 161 kilomètres, ce qui limite ses possibles utilisations.

C’est pourquoi le développement d’une version à hydrogène fait sens. Grâce à une autonomie nettement supérieure, elle permettrait à l’entreprise de propose des services de taxi inter-régionaux de centre-ville à centre-ville.

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Les éoliennes offshore pourraient permettre de produire de l’hydrogène vert à un coût raisonnable. Mais plusieurs conditions sont à réunir au préalable.

Produire de l’hydrogène vert à moindre coût. C’est le rêve de tout le monde. Et l’initiative Hydrogen Shot, lancée par le Département américain de l’énergie (DOE), a justement cet objectif. Trouver des moyens de ramener la production d’hydrogène propre par électrolyse à environ un dollar par kilogramme. Soit peu ou prou le coût de production de l’hydrogène par vaporeformage de méthane, la technique la plus utilisée aujourd’hui pour produire de l’hydrogène, et cette dernière a pour inconvénient d’être fortement émettrice de dioxyde de carbone (CO₂).

C’est dans le cadre de l’Hydrogen Shot que des chercheurs du National Renewable Energy Laboratory (NREL) ont étudié les opportunités que pourrait offrir l’éolien offshore en matière de production d’hydrogène vert.

L’éolien offshore, la moins variable des sources renouvelables intermittentes

Pour comprendre la difficulté à produire de l’hydrogène vert à un prix acceptable, rappelons que les électrolyseurs sont des technologies réputées sensibles à leurs conditions de fonctionnement. Des variations dans l’intensité électrique de leur alimentation — comme celles que génère une connexion à une source de type solaire ou éolienne — peuvent ainsi nuire à leur efficacité et à leur durabilité. Une revue de 130 publications scientifiques vient encore de le montrer. Et en attendant que des progrès soient faits dans la compréhension globale des impacts de l’intermittence sur le fonctionnement et les performances des électrolyseurs, les regards semblent vouloir se tourner vers celle qui s’avère la moins variable de sa catégorie, l’énergie éolienne offshore.

La start-up nantaise Lhyfe s’est ainsi lancée dans la conception d’une plateforme pilote de production d’hydrogène offshore. Après plusieurs mois d’expérimentation, Sealhyfe et son électrolyseur de 1 mégawatt ont démontré la faisabilité d’une telle production. Y compris en conditions environnementales sévères. Prochaine étape, commercialiser dès 2026 jusqu’à 4 tonnes par jour d’un hydrogène vert produit en mer et exporté par pipeline.

De l’hydrogène produit à terre à partir d’une électricité produite en mer

D’accord. Mais à quel prix ? C’est la question à laquelle les chercheurs du NREL ont tenté de répondre. Selon eux, utiliser de l’électricité produite en mer par des éoliennes pourrait être un moyen économique d’obtenir de l’hydrogène vert. À certaines conditions, toutefois. Et celles envisagées par Lhyfe n’en font pour l’heure pas partie. En cause, une faisabilité technique qu’ils jugent encore peu établie. « Pour exploiter pleinement l’électricité produite par les parcs éoliens offshore pour la production d’hydrogène vert en mer, d’importants électrolyseurs sont nécessaires, ainsi que des équipements auxiliaires pour le traitement de l’eau — sa désalinisation, notamment —, le stockage de l’hydrogène et son transport. Le défi est de taille », précisent les chercheurs du NREL dans un communiqué.

Leurs travaux mettent tout de même en évidence un scénario qui pourrait mener, d’ici 2030, à la production d’un hydrogène vert à moins de 2 dollars le kilo – de quoi le rendre compétitif au moins pour certaines applications. Pour y arriver, il faudrait envisager de produire cet hydrogène à terre, à partir d’une eau douce. Avec un électrolyseur alimenté par des câbles haute tension reliés à des éoliennes offshore.

Plusieurs conditions pour produire de l’hydrogène avec des éoliennes offshores

Parmi les sites modélisés, celui de la baie de New York apparait comme le plus prometteur. Les chercheurs imaginent un parc éolien non flottant — grâce aux faibles profondeurs des eaux — de 1 gigawatt (GW) qui pourrait alimenter efficacement un électrolyseur grâce à des vents plutôt forts et constants. Le fait que la baie se trouve proche de potentiels consommateurs aiderait aussi à la faire profiter de coûts actualisés de l’hydrogène (LCOH) — qui comprennent l’intégralité du système éolien, du transport électrique et du système à hydrogène — les plus bas. Mais pour relever le défi, il faudra tout de même aussi compter de préférence sur des moyens de stockage géologique de l’hydrogène — des cavernes souterraines, par exemple, qui aident à faire baisser le LCOH de 20 à 30 % — et sur des incitations politiques aussi bien sur le déploiement de l’éolien offshore que sur la production d’hydrogène vert.

Les chercheurs notent enfin que dans les cas où les profondeurs nécessitent le recours à de l’éolien offshore flottant — comme au large de la Californie, par exemple —, il faudra encore attendre quelques années supplémentaires avant d’espérer produire de l’hydrogène vert à un coût compétitif. En raison des coûts plus élevés de ces éoliennes encore innovantes.

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Malgré un rendement peu avantageux, l’hydrogène suscite de nombreux espoirs en tant que vecteur d’énergie. Face à ce constat et pour en faciliter l’utilisation, une startup néerlandaise a mis au point un électrolyseur qui a la particularité de pouvoir produire de l’hydrogène en fonction du prix de l’électricité. Un principe intéressant qui pourrait contribuer à rendre l’hydrogène plus abordable. 

Le Battolyser n’est pas le nom d’un énième gadget des Men In Black, mais un électrolyseur 2-en-1 capable de produire de l’hydrogène vert à moindre coût, tout en stockant de l’électricité renouvelable. Mis au point par une université néerlandaise, cet appareil est en test depuis près d’un an dans une centrale électrique des Pays-Bas, où il produit de l’hydrogène destiné à refroidir les pales des turbines à gaz. Désormais, l’entreprise Battolyser Systems souhaite passer à l’étape supérieure et prépare la commercialisation d’un module de 2,5 MW de puissance à partir de l’année prochaine. Pour accélérer ce développement, l’entreprise a reçu un financement à hauteur de 40 millions d’euros par la Banque européenne d’investissement pour permettre cette montée en puissance.

Produire de l’hydrogène lorsque l’électricité est la moins chère

La promesse du Battolyser est la suivante : pouvoir stocker de l’électricité issue des énergies renouvelables dans ses batteries, puis de pouvoir utiliser de l’électricité renouvelable, lorsqu’elle est la moins chère, pour produire de l’hydrogène abordable et décarboné. Pour y parvenir, Battolyser Systems a mis au point un électrolyseur capable de démarrer et de s’arrêter presque instantanément. Cela permet ainsi de démarrer la production d’hydrogène dès que le prix de l’électricité passe sous un certain seuil, puis de la stopper dès lors que le prix augmente de nouveau. Lorsque le prix de l’électricité est élevé, le Battolyser peut réinjecter de l’électricité stockée sur le réseau, permettant ainsi à son propriétaire d’amortir un peu plus le coût de la production de l’hydrogène.

Outre cette caractéristique, l’électrolyseur mis au point est plutôt efficient, ne nécessitant que 49 kWh d’électricité pour produire 1 kg d’hydrogène, contre une moyenne de 56 kWh/kg H2, selon un rapport de l’ADEME datant de janvier 2020.

Battolyser Systems devrait commencer par proposer un modèle de 2,5 MW de puissance associé à une batterie de 800 kWh de capacité. Dès le deuxième trimestre 2025, le fabricant espère lancer un modèle à la puissance deux fois supérieure, qui sera capable de produire 100 kg d’hydrogène par heure, contre 50 kg pour le premier modèle. Ce deuxième modèle de 5 MW sera associé à une batterie de 1,6 MWh. Pour finir, à la fin de l’année 2026, Battolyser pourrait lancer un module beaucoup plus puissant de 25 MW associé à une batterie de 6,25 MWh.

Amener la production d’hydrogène au plus près des besoins

Avec cet équipement, Battolyser espère diminuer le prix de l’hydrogène produit en optimisant l’utilisation d’électricité renouvelable, mais pas seulement. Les dimensions du Battolyser sont telles qu’il peut être installé directement auprès des industries nécessitant de l’hydrogène. Cette relative compacité permet d’en faciliter l’installation et surtout de limiter les contraintes liées au transport de l’hydrogène. Du fait de sa grande volatilité, celui-ci est, en effet, difficile à stocker et à transporter. De ce fait, pouvoir le produire en fonction de la demande constitue un avantage important.

Selon Battolyser, les industries visées vont des raffineries de pétrole aux entreprises de transport, mais si l’appareil répond aux attentes, nul doute que ses utilisations pourraient se multiplier. Pourquoi ne pourrait-il pas être implanté au cœur de cette station à hydrogène hybride ?

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