HysetCo, la start-up française spécialisée dans les transports urbains à hydrogène, vient de franchir une étape décisive pour le développement de ses activités grâce à une levée de fonds de 200 millions d’euros, menée par Hy24, son principal actionnaire.

Hy24 investi 200 millions d’euros sur HysetCo

HysetCo s’inscrit comme un acteur prépondérant dans le paysage de la mobilité durable urbaine (VTC, transport de personnes à mobilité réduite) parisienne, et son principal actionnaire, Hy24, compte bien l’aider à passer à la vitesse supérieure. Ce dernier vient de lui accorder un financement à hauteur de 200 millions d’euros. Cette initiative financière reflète une confiance marquée dans le potentiel de l’hydrogène à redéfinir les normes de la mobilité urbaine. « En seulement trois ans et demi d’existence opérationnelle, HysetCo s’est positionné en chef de file de la mobilité hydrogène, un secteur lui-même en hypercroissance », affirme Loïc Voisin, président de HysetCo.

« Avec l’entrée d’un actionnaire majoritaire partageant notre vision, nous sommes confortés dans notre ambition et obtenons les moyens de réussir notre développement », a tenu à souligner Loïc Voisin. L’investissement de Hy24 permettra ainsi à Hysetco de déployer 10 nouvelles stations d’hydrogène d’ici à 2025 en Île-de-France (4 existantes pour le moment) avant de s’étendre dans d’autres grandes villes françaises.

Produire et rendre l’hydrogène plus accessible

HysetCo s’engage également dans la production d’hydrogène renouvelable issu de biométhane. Pour ce faire, la start-up a annoncé l’installation d’électrolyseurs, notamment à la station de la Porte de Saint-Cloud. Cette orientation est stratégique pour l’entreprise, qui cherche à minimiser son impact environnemental tout en rendant sa technologie plus accessible. « Compte tenu des accompagnements de l’État, le kilo d’hydrogène coûte 18 euros, ce qui permet de parcourir une centaine de kilomètres. Nous visons un prix autour des 10 euros du kilogramme », explique Luc Voisin, PDG d’HysetCo.

À noter par ailleurs que la force d’Hysetco réside dans son modèle économique « vehicle as a service ». Celui-ci offre ainsi un service complet à ses clients, qui sont principalement des artisans taxis. Une approche innovante qui vise à réduire l’empreinte carbone de ce type de transport urbain et qui est « réplicable dans toutes les grandes agglomérations qui souhaitent basculer vers des modèles de transports propres et efficaces », comme a tenu à le souligner Pierre-Etienne Franc, co-fondateur et directeur général de Hy24. « Les convertir à l’hydrogène permettrait ainsi d’économiser entre 650.000 et 700.000 tonnes de CO2 par an en Île-de-France ».

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L’industrie automobile américaine pourrait bien être sur le point de gravir une nouvelle marche vers la mobilité durable pour les véhicules lourds. Les équipes de l’entreprise Achates Power et du Laboratoire national Argonne sont en train de développer un nouveau type de moteur à hydrogène, en se basant sur un moteur à deux pistons opposés qui a été créé dans les années 1930.

Un moteur à hydrogène basé sur une innovation centenaire

Les moteurs à pistons opposés, bien que conçus il y a plus de 100 ans, ont retrouvé une nouvelle jeunesse grâce aux efforts conjoints d’Achates Power et du Laboratoire national Argonne. Ce renouveau est marqué par une subvention significative de 133 millions de dollars attribuée par le Département de l’Énergie des États-Unis, visant à repenser cette technologie pour répondre aux défis contemporains de l’industrie automobile. Le projet ambitionne ainsi de transformer ces moteurs, historiquement utilisés dans des applications militaires et maritimes, telles que les porte-avions et les sous-marins, en moteur à hydrogène.

La clé de cette transformation réside dans l’adaptation du moteur à l’hydrogène, un carburant propre qui, en brûlant, rejette exclusivement de l’eau. Par ailleurs, les moteurs à combustion à l’hydrogène offrent des performances égales, voire supérieures, à celles de leurs homologues thermiques et électriques, et ils bénéficient d’une recharge rapide — deux avantages non négligeables de ce type de motorisation par rapport aux batteries électriques.

Vers une mobilité lourde plus propre et durable

Les premiers tests réalisés par Argonne et Achates Power sont très encourageants, et le soutien du gouvernement américain souligne non seulement sa confiance dans le potentiel de cette technologie, mais aussi l’urgence de développer des alternatives propres aux carburants fossiles dans le secteur des transports. L’industrie des poids lourds, en particulier, représente un défi majeur dans la transition énergétique, due à la difficulté d’électrifier ces véhicules à cause de leur besoin en autonomie et en puissance.

L’hydrogène apparaît ainsi comme la clé pour répondre aux défis qui se posent à ce secteur. Et ce d’autant plus du fait que l’on peut produire l’hydrogène pour ces moteurs de manière totalement décarbonée, notamment en électrolysant l’eau, en utilisant de l’énergie éolienne, solaire ou hydraulique. 

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Une entreprise s’est donnée pour mission d’injecter de l’oxygène dans la mer tout en produisant de l’hydrogène vert. Il s’agitait d’une bonne façon de lutter contre le développement des zones mortes, notamment dans la mer Baltique, particulièrement touchée par ce phénomène.

Le réchauffement climatique associé aux activités industrielles agit sur le milieu marin en le privant peu à peu d’oxygène. En effet, l’augmentation de la température de l’eau ralentit le brassage des océans et ralentit la solubilité de l’oxygène dans l’eau. Et les rejets des activités des industries ou de l’agriculture provoquent une hausse des nutriments, entrainant le développement des algues, lesquelles consomment de l’oxygène. Ce manque d’oxygène dans les océans, appelé « anoxie », crée des zones mortes. La mer Baltique est particulièrement touchée par ce phénomène en raison de son caractère intracontinental.

Redonner vie au milieu marin en lui réinjectant de l’oxygène

Pour remédier à la situation, une entreprise a décidé de redonner vie à la mer en lui redistribuant de l’oxygène. Fondée en 2017, Lhyfe est un groupe européen spécialisé dans la production et la fourniture d’hydrogène vert. La société est d’ailleurs connue pour avoir testé la première plateforme pilote de production d’hydrogène vert en mer au monde.

À terme, elle souhaite à la fois produire de l’hydrogène vert en mer et distribuer de l’oxygène dans le milieu marin. En effet, l’électrolyse de l’eau qui permet la production d’hydrogène vert produit aussi de l’oxygène qui trouvera ainsi une utilité en étant réinjecté dans le milieu marin. Pour se donner une idée des quantités, la production d’un kilo d’hydrogène vert renouvelable par électrolyse de l’eau conduit à la coproduction de 8 kilos d’oxygène, selon Lhyfe.

L’entreprise a débuté des travaux de recherche dès 2020, pour permettre de redonner vie aux zones marines privées d’oxygène en mer Baltique. En 2023, le projet prend une nouvelle dimension avec le financement du fonds du plan d’action pour la mer Baltique (BSAP). Baptisé « BOxHy », il réunit, outre Lhyfe, une entreprise qui développe des projets d’hydrogène, Flexens ainsi que l’université de Stockholm (Suède).

Un site pilote dans la mer Baltique pour tester la réinjection de l’oxygène dans l’eau

Ces trois entités ont dévoilé l’avancée de leurs recherches qui se termineront en octobre 2024. La préparation d’un site pilote devrait voir le jour pour tester la redistribution d’oxygène en profondeur dans la mer Baltique. Cela permettra de mesurer l’impact de cet apport d’oxygène sur le milieu marin avant d’envisager un déploiement à plus grande échelle.

En pratique, il s’agira d’injecter de l’oxygène gazeux pur dans les profondeurs marines, « en dessous d’une zone où se produisent de fortes variations de la densité de l’eau (pycnocline), à l’aide d’un système qui répartit l’oxygène en micro bulles de manière homogène », selon le communiqué de presse. Ce système aurait déjà fait ses preuves aux États-Unis, au sein de plusieurs lacs d’eau douce. Pour le PDG de Lhyfe, Matthieu Guesné, « à travers ce type d’initiatives, en plus de réduire notre empreinte carbone, nous pouvons imaginer apporter un service à l’environnement et avoir un impact positif sur l’écosystème naturel ».

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L’entreprise française Lhyfe vient d’obtenir la confirmation du soutien de l’État dans son projet d’usine d’hydrogène vert qui sera implantée au Havre. Une subvention pouvant aller jusqu’à 149 millions d’euros sera allouée à la construction du site. Un bon coup de pouce pour le développement de la filière en France.

Produit par l’électrolyse de l’eau, avec de l’électricité 100 % renouvelable, l’hydrogène vert a un très faible impact carbone. L’État entend devenir un leader mondial du secteur d’ici 2030 et permettre ainsi de décarboner son industrie tout en réduisant sa dépendance aux énergies fossiles. Dans le domaine, l’entreprise française Lhyfe a bien l’intention d’occuper une place de choix. Connue pour avoir testé le premier système de production d’hydrogène en mer au monde, la société se décrit comme « un groupe européen dédié à la transition énergétique, producteur et fournisseur d’hydrogène vert et renouvelable ».

La société porte un projet d’usine de production d’hydrogène vert depuis deux ans qui sera soutenu par l’État. À l’occasion d’un récent déplacement au Havre du ministère délégué à l’industrie et à l’énergie, Rolande Lescure, le versement d’une subvention pouvant aller jusqu’à 149 millions d’euros a été confirmé. Ce soutien de la France est rendu possible par le fait que le projet a été reconnu par la Commission européenne comme un projet important d’intérêt européen commun (PIIEC).

34 tonnes d’hydrogène vert produites à l’horizon 2028

En pratique, le site sera situé sur une zone de 2,8 hectares, à Gronfrville-l’Orcher, près du grand canal du Havre. L’usine devrait voir le jour en 2028 et produire jusqu’à 34 tonnes d’hydrogène vert par jour. Elle sera située à proximité de l’usine Yara du Havre dont la feuille de route prévoir d’utiliser de l’hydrogène vert et qui soutient donc le projet, selon Lhyfe.

Le fondateur et PDG de Lhyfe, Matthieu Guesné ne cache pas son enthousiasme : « ce projet est à la hauteur des enjeux de la zone industrialo-portuaire du Havre : un site de 100 MW, capable de produire jusqu’à 34 tonnes d’hydrogène décarboné par jour. C’est vers cet horizon plus vert que cette usine nous conduit ! » Le projet est en bonne voie même s’il lui faudra encore obtenir des financements ainsi que des autorisations administratives pour aboutir.

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Produire de l’hydrogène vert, c’est bien, mais encore faut-il pouvoir le transporter ! Pour y parvenir et accélérer l’utilisation d’hydrogène, la Chine vient de lancer le projet du plus grand pipeline à hydrogène au monde, lançant une course internationale dans un secteur en pleine expansion.

Depuis quelques années, la Chine multiplie les projets pharaoniques dans le domaine de l’énergie, qu’il s’agisse d’hydroélectricité, de solaire, de nucléaire ou encore d’éolien. Cette fois, c’est pour le transport de l’hydrogène qu’elle bat un nouveau record en lançant la construction du plus long « hydrogènoduc » au monde. Avec ses 737 km, le pipeline Zhangjiakou Kangbao – Caofeidan devrait relier une usine de production d’hydrogène vert de Zhangjiakou jusqu’au port de Caofeidan, à environ 250 km de Pékin.

Selon les porteurs du projet, ce pipeline devrait permettre d’accélérer l’adoption de la pile à combustible hydrogène pour le transport lourd routier, ainsi que l’usage de l’hydrogène vert dans l’industrie chimique et métallurgique. Enfin, le pipeline devrait favoriser les exportations d’hydrogène vert ainsi que d’ammoniac. La construction, qui devrait débuter dès l’été 2024 et se terminer en 2027, pour un montant total de 845 millions d’euros.

Les hydrogènoducs se multiplient

Si les chiffres de ce projet impressionnent, la Chine est loin d’être le seul pays à s’attaquer au sujet du transport de l’hydrogène. Sur tous les continents, et en particulier en Europe, des projets émergent sur le sujet. Entre l’Afrique et l’Europe, le projet GASLI (Gazoduc Algérie – Sardaigne – Italie) devrait, à terme, permettre l’acheminement de 8 milliards de mètres cubes d’hydrogène par an. À travers l’Europe, le vaste projet H2Med vise à créer un corridor énergétique depuis le Portugal jusqu’en Allemagne en passant par l’Espagne et la France. L’un de ces tronçons, appelé BarMar, reliera le Portugal, l’Espagne ainsi que la France, et sera capable de transporter aussi bien du gaz de type méthane que de l’hydrogène. L’ensemble du projet H2Med devrait être mis en service à l’horizon 2030.

De manière plus globale, l’Europe souhaite créer, à travers 12 gestionnaires de réseau de transport de gaz, un vaste réseau de plus de 39 000 km pour réunir 21 pays. Une grande partie de ce réseau s’appuierait sur la conversion de canalisations existantes destinées au gaz naturel. Par ailleurs, de nombreux projets d’hydrogènoducs sont également conçus pour acheminer également du gaz naturel, en proportions variables. Il n’est donc pas garanti que ces installations soient exclusivement destinées à transporter la si convoitée molécule de dihydrogène.

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Élève modèle de l’électrification de son parc automobile, la Norvège s’attaque, depuis quelques années, à la décarbonation de son transport maritime. Outre la fée électrique, le pays s’appuie également beaucoup sur l’hydrogène pour atteindre son objectif. 

L’autorité maritime norvégienne vient d’approuver le design d’un navire de transport de passagers à grande vitesse propulsé grâce à l’hydrogène. Équipé d’une pile à combustible d’une puissance de plusieurs mégawatts, ce navire pourra atteindre une vitesse de croisière de 35 nœuds (65 km/h) et parcourir près de 260 km avec un seul plein. Outre sa propulsion hydrogène, le catamaran devrait se distinguer par l’utilisation d’une technologie à effet de surface qui permet de réduire les frottements entre la coque du bateau et l’eau.

Cette technologie offre de nombreux avantages comme un confort amélioré pour les 275 passagers, même par gros temps. Surtout, cette réduction des frottements entraîne un rendement énergétique élevé. Les entreprises chargées du projet, TECO 2030 et Umoe Mandal, annoncent une réduction de 55 % de la consommation du navire par rapport à navire classique à énergie fossile.

La Norvège, pionnière du transport maritime décarboné

Tantôt dédiés exclusivement aux passagers, tantôt conçus pour le transport de véhicules, les ferries ont un rôle essentiel dans les transports en Norvège, en particulier pour traverser les nombreux fjords du pays. Néanmoins, ils sont généralement très émetteurs de CO2. Ou plutôt, ils étaient très émetteurs de CO2. Le pays s’est lancé l’objectif de décarboner le transport maritime, et en particulier ses nombreux ferries. Depuis 2021 déjà, le Bastø Electric et ses 139 mètres de long assurent la traversée du fjord d’Oslo par la seule force de moteurs électriques, tandis que le ferry Hydra de Norled est propulsé, lui, par de l’hydrogène liquéfié. Un peu plus au nord, l’entreprise Fjord 1 vient de commander 4 ferries électriques pour réaliser la liaison Lavik-Opendal. Ces quatre navires auront la capacité de transporter 120 voitures par trajet et surtout, ils seront en grande partie autonomes, que ce soit lors de la navigation ou pendant les manœuvres d’accostage.

À plus petite échelle, une jeune startup répondant sous le nom de Hyke a mis au point un ferry fonctionnant à l’hydrogène et destiné aux grands centres urbains. Le premier prototype est en cours de test dans la ville de Arendal, en Norvège.

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Les électrolyseurs, qui permettent de produire de l’hydrogène vert à partir d’eau et d’électricité renouvelable, coûtent encore cher et ne sont pour l’heure ni assez efficaces ni assez durables. Et si une nouvelle technologie dite « supercritique » venait résoudre tous ces problèmes ?

Pour permettre à l’hydrogène de prendre toute sa place dans notre transition énergétique, quelques progrès doivent encore être accomplis. Les rendements de la chaîne hydrogène, notamment, ne sont pas optimaux. Lorsqu’il s’agit d’utiliser l’hydrogène pour stocker de l’électricité renouvelable avant de produire à nouveau de l’électricité, par exemple, ils dépassent péniblement les… 25 % !

Améliorer l’efficacité de l’électrolyse pour produire de l’hydrogène vert

Si l’étape de la production de cet hydrogène vert par électrolyse à partir d’une électricité renouvelable affiche un rendement compris entre 60 et 75 %, les scientifiques n’en cherchent pas moins à améliorer les performances des électrolyseurs actuellement sur le marché. Une fiche technique publiée par l’Ademe en 2020 donne un rendement de l’électrolyse de l’ordre de 55 kWh_é/kgH₂. Comprenez que pour produire un kilo d’hydrogène, il faut fournir à l’électrolyseur environ 55 kilowattheures d’électricité.

Certains comptent sur l’électrolyse à haute température pour faire grimper les rendements à 90 %. D’autres visent des innovations sur les membranes, éléments clés des électrolyseurs existants qui s’adapteraient le mieux à une alimentation par des énergies renouvelables variables. C’est le cas d’un laboratoire commun qui vient d’être créé entre la société Elogen, leader français de l’électrolyse de l’eau à membrane échangeuse de protons (PEM), l’Université Paris-Saclay et le CNRS.

Les atouts de l’eau supercritique pour la production d’hydrogène vert

D’autres, enfin, misent désormais sur celle que les chercheurs appellent l’eau supercritique. Une eau tout à fait classique, en réalité, mais portée à des températures et à des pressions qui lui donnent des propriétés différentes. À la fois celles d’une eau liquide et celles d’une eau à l’état gazeux. L’eau supercritique, par exemple, peut se mélanger avec l’huile. Et en matière de production d’hydrogène, elle permettrait d’atteindre des performances intéressantes. Les porteurs espagnols d’un projet européen baptisé X-SEED évoquent un rendement d’environ 42 kWh_é/kgH₂.

Diagramme en pression-température des phases de l’eau / Image : Olivier Descout via Wikimedia Commons

La démonstration de la pertinence de la technologie a déjà été faite en laboratoire. Avec une eau portée à 374 °C et à 221,1 bars, les chercheurs ont réussi à maximiser l’efficacité énergétique du système. Et à se passer de l’usage de membranes. De quoi réduire les coûts et prolonger la durée de vie de leur électrolyseur. Car les membranes sont réputées, non seulement être onéreuses, mais aussi constituer une fragilité de ces systèmes.

Grâce à un financement de 3 millions d’euros attribué par l’Union européenne, le projet X-SEED va passer dans une phase plus industrielle. Objectif : produire de premiers kilos d’hydrogène vert économiquement viables d’ici juin 2027.

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Obtenir un carburant renouvelable n’importe où dans le monde, à base de soleil et d’air ? C’est le défi relevé par la start-up belge Solhyd avec le développement d’un panneau à hydrogène solaire. Comment fonctionne ce panneau ?

Le panneau à hydrogène est l’association d’un panneau photovoltaïque produisant du courant et d’un système breveté qui génère de l’hydrogène à partir de l’humidité de l’atmosphère. L’air circule dans un réseau de membranes permettant de capter l’humidité. Sous l’effet d’une électrolyse, ce réseau permet de dissocier l’eau récupérée en oxygène et en hydrogène. L’intérêt majeur de cette innovation réside dans la conversion directe de l’énergie solaire, tout en évitant tout coût d’installation électrique ou de raccordement au réseau.

Chaque panneau assure une photo-électrolyse individuelle à faible température diminuant les contraintes sur les installations. Seule la canalisation de sortie gaz hydrogène est prévue pour être collectée, l’oxygène est rejeté. Chaque panneau peut produire 6 à 12 kilos d’hydrogène par an en fonction des conditions locales, selon le fabricant.

Principe de fonctionnement du panneau Solhyd / Image : Solhyd

Quels sont les objectifs ?

Solhyd n’est pas prêt dans l’immédiat pour une production de masse. Le projet est ambitieux et vise la fabrication de panneaux produisant jusqu’à 50 000 t/an d’hydrogène en 2030 et 150 millions de tonnes d’ici à 2050. Solhyd prévoit d’inaugurer une première usine de production automatisée à l’horizon 2026.

L’assemblage des panneaux permet de produire localement pour le bâtiment résidentiel, tertiaire ou industriel. Le concept permet d’envisager une autoconsommation sur site, ou une production pouvant être injectée sur le réseau de distribution de gaz. Le concept de montage et de distribution est très similaire à celui existant du photovoltaïque.

Pour quelle installation ?

Le panneau à hydrogène est de même taille qu’un panneau solaire photovoltaïque et il produit de l’hydrogène dès qu’il est à l’extérieur. Le concept de mise en œuvre est d’associer plusieurs panneaux pour atteindre un besoin individuel ou collectif. Le panneau produit de l’hydrogène à basse pression qui peut être utilisé selon plusieurs schémas :

• Il est consommé directement sur place, à l’aide d’une chaudière avec un brûleur gaz.
• Il est mis sous pression pour être distribué sur le réseau, comme cela existe pour le biométhane.
• il est stocké pour des stations de distribution de mobilité verte.

Le secteur du chauffage est prometteur avec des chaudières gaz à condensation qui sont déjà compatibles avec un mélange de 10 % d’hydrogène. Plusieurs fabricants adaptent leur modèle pour une quantité de 20 à 30 % à l’avenir. Un autre axe de développement est la chaudière à pile à combustible qui est un outil à développer avec de l’hydrogène produit localement. Elle est très peu répandue en France, car elle a le défaut d’utiliser du gaz naturel, malgré des rendements exceptionnels. Avec de l’hydrogène local ou en réseau à hauteur de 30 %, ce système, fortement utilisé au Japon, promet un développement important pour la filière chauffage à flamme et une décarbonation des rejets.

Le panneau permet de recueillir de l’hydrogène vert pour répondre à l’épuisement des ressources gazières. L’électricité ne pourra pas remplacer tous les systèmes de combustion. Si la combustion pure de l’hydrogène est délicate, mais pas impossible, elle peut être utilisée en combinaison avec du gaz naturel et/ou du biométhane.

Quels sont les obstacles à son développement ?

• Si le concept Solhyd n’est pas de concurrencer la production électrique photovoltaïque, la surface déjà exploitée par les panneaux PV et celle en projet est un handicap à surmonter pour se faire une place au soleil.
• Une adaptation des sécurités existantes sur les réseaux gaz est nécessaire.
• Le prix du produit, annoncé au prix d’un panneau PV, semble improbable, et il reste à être confirmé en phase industrielle.
• La compétence gaz en raccordement est un facteur de coût supplémentaire pour être adapté à l’installation.

Il est important de ne pas considérer que seule l’électricité est la solution. L’hydrogène vert, combustible propre, est un carburant pour la transition énergétique. Le concept de Solhyd est une alternative à des productions centralisées de grande taille.

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Pour nous débarrasser des énergies fossiles, l’électricité sera l’une des clés. Mais l’hydrogène restera indispensable dans certains secteurs. C’est la conclusion d’une étude menée par des chercheurs allemands.

L’électricité bas carbone ne fera pas tout. L’hydrogène non plus. Pour arriver à la neutralité tant espérée sur notre vieux continent européen, il faudra mixer l’un et l’autre. Et des chercheurs du Potsdam Institute for Climate Impact Research (Allemagne) nous apportent aujourd’hui quelques précisions quant à la part qu’électricité et hydrogène décarbonés pourraient prendre dans notre mix énergétique de demain.

Ils livrent le détail de leurs réflexions et des incertitudes qu’elles portent dans la revue One Earth. Mais pour résumer, voici ce qu’il en ressort. Les chercheurs observent d’abord que pour atteindre le zéro émissions nette, l’Europe devra produire, d’ici 2050, entre 2 et 3 fois plus d’électricité — soit entre 5 200 et 7 300 TWh par an — qu’elle ne le fait aujourd’hui. Car l’électricité ne servira pas seulement aux nouveaux usages, mais aussi à la production d’hydrogène — au moins 500 TWh et jusqu’à 1 800 TWh par an — par électrolyse. L’Europe va donc devoir accroître son approvisionnement en électricité bas carbone. Et pour réussir cette transformation, les chercheurs attendent des politiques de l’Union européenne qu’elles suppriment rapidement les obstacles à l’expansion des énergies renouvelables, éolienne et solaire.

L’électricité pour une transition rapide et économique

Les auteurs de l’étude affirment ensuite que « passer aux technologies électriques autant que possible est de loin le moyen le plus rapide et le moins cher d’éliminer les émissions de carbone dans la plupart des secteurs ». Ils prévoient ainsi que la part de l’électricité dans la consommation d’énergie finale devrait passer d’environ 20 % aujourd’hui à quelque chose entre 42 et 60 % d’ici 2050. La part de l’hydrogène, quant à elle, se situerait entre 9 et 26 %. Le tout ne tenant pas compte des changements de mode de vie, des gains en efficacité ou de la délocalisation des industries qui pourraient intervenir dans l’intervalle. Et considérant que la part des combustibles résiduels doit être réduite à son minimum du fait des incertitudes qui planent sur le potentiel de la bioénergie et des technologies de capture du carbone.

Les chercheurs rappellent pourtant que ce qu’ils appellent électrification directe — parce que basée sur l’utilisation de technologies électriques, comme les pompes à chaleur ou les voitures électriques — nécessite une transformation des technologies. Malgré tout, ces technologies sont de plus en plus disponibles et capables d’utiliser l’électricité renouvelable de manière efficace. L’électrification indirecte — celle qui se fait via des carburants de synthèse ou l’hydrogène, produits à partir d’électricité — peut s’opérer sur un large éventail de technologies et d’infrastructures d’utilisation finale partiellement existantes. Toutefois, les chercheurs observent des pertes de conversion. Et les technologies d’utilisation associées s’avèrent moins efficaces. Les capacités de production d’hydrogène par électrolyse en Europe sont par ailleurs actuellement bien trop faibles. Alors que le transport de l’hydrogène qui pourrait être importé reste lui aussi un défi à relever.

Électricité et hydrogène se partagent des secteurs clés

Dans le détail, les chercheurs constatent que l’électrification directe est plus efficace pour les voitures particulières et pour le chauffage des bâtiments par pompes à chaleur. L’hydrogène et les carburants de synthèse, quant à eux, pourraient servir plus avantageusement à l’aviation, au transport maritime, à l’industrie lourde et au stockage de l’électricité. Ainsi, les deux stratégies, loin d’être concurrentes, se révèlent-elles largement complémentaires. Sauf dans quelques secteurs bien précis comme le transport par camion ou la production de chaleur industrielle. Pour ceux-là, le meilleur choix dépendra de paramètres encore difficiles à définir, comme l’ampleur que pourront prendre les importations d’hydrogène, par exemple.

Ce que les chercheurs recommandent aux dirigeants de l’Union européenne, c’est donc de donner la priorité à l’électrification et à l’hydrogène respectivement dans les secteurs qualifiés de « sans regret », c’est-à-dire les secteurs dans lesquels l’une des stratégies est privilégiée par tous les scénarios étudiés. Les politiques européennes devront aussi encourager le développement des chaînes d’approvisionnement en hydrogène. Et rester adaptatives pour les secteurs dans lesquels l’incertitude demeure.

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Le décret publié le 13 février 2024 change les montants versés au titre du bonus écologique pour l’achat d’un véhicule électrique. Qu’en est-il pour la catégorie spécifique des voitures à hydrogène ?

Dans la famille des véhicules électriques, la version la plus courante est celle des voitures à batterie. Mais les véhicules à hydrogène font également partie de cette catégorie des véhicules électriques. La différence réside dans le fait que les voitures à hydrogène sont équipées d’une pile à combustible qui leur permet de transformer l’hydrogène en électricité. Les véhicules à hydrogène sont beaucoup plus onéreux que les modèles électriques classiques et donc beaucoup moins répandus.

Le bonus écologique en baisse pour les ménages les plus aisés

Mais à l’heure de la parution du décret du 13 février 2024 sur le bonus écologique versé pour l’achat d’un véhicule propre, il est intéressant de se pencher sur les règles applicables aux voitures à hydrogène.

Le récent décret modifie les montants accordés pour l’achat d’un véhicule électrique. Voici ce qu’il faut en retenir. Les ménages les plus aisés sont touchés par une baisse de l’aide puisque le montant maximum qui leur sera accordé passe à 4 000 euros, contre 5 000 euros l’an passé.

Les ménages modestes priorisés par le bonus écologique pour l’achat d’un véhicule propre

Quant aux ménages modestes, le montant du bonus reste inchangé à 7 000 euros. Et le palier entre foyers modestes et aisés est augmenté en 2024. Le revenu fiscal de référence pris en compte pour passer d’une catégorie à l’autre passe de 14 089 à 15 400 euros.

Par ailleurs, le bonus écologique est désormais supprimé pour l’achat d’un véhicule propre d’occasion, que l’achat soit réalisé par une personne physique ou morale.

Un régime plus strict pour les entreprises

Le gros changement concerne les entreprises qui ne pourront plus obtenir de prime pour l’achat d’un véhicule particulier. Et pour les utilitaires électriques, l’aide sera désormais de 5 000 euros lorsque l’achat est réalisé par une personne physique et 3 000 euros lorsqu’il s’agit d’une personne morale.

Cela vise les véhicules électriques, mais existe-t-il un dispositif spécifique pour les voitures à hydrogène ? Non, le texte ne fait aucune distinction au sein de la famille des véhicules électriques. L’achat d’un véhicule à hydrogène donne donc droit aux aides classiques précitées. L’absence de régime spécifique pénalise l’achat des voitures à hydrogène puisqu’elles sont plus chères à l’achat.

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L’Allemagne envisage d’importer de l’hydrogène algérien pour décarboner son industrie. Un plan d’action vient d’être signé entre les deux pays pour développer l’importation d’hydrogène depuis l’Algérie vers l’Europe.

Afin d’atteindre une production électrique 100 % neutre en carbone d’ici à 2035, l’Allemagne mise sur l’éolien et le photovoltaïque. Mais, pour compléter la variabilité de leur production, le pays mise sur les centrales « Hydrogen Ready » qui fonctionnent au gaz naturel, mais qui pourront être converties à la consommation d’hydrogène. L’Allemagne envisage la construction de ce type de centrales pour une puissance de 17 à 21 GW (gigawatts) entre 2025 et 2031.

Une délégation allemande en visite en Algérie pour signer un accord entre les deux pays

Pour s’approvisionner en hydrogène, notre voisin d’outre-Rhin se tourne vers l’Algérie. C’est dans ce contexte que le vice-chancelier allemand s’est rendu en Algérie ces derniers jours. À cette occasion, les deux pays ont signé une déclaration d’intention dans le but de coopérer pour la production d’hydrogène vert.

Un projet expérimental de production d’hydrogène vert devrait ainsi voir le jour sur le site de la compagnie algérienne d’hydrocarbures Sonatrach, à Arzew. La capacité du site sera de 50 MW (mégawatts) et pourra se développer grâce à une contribution financière de l’État allemand de l’ordre de 20 millions d’euros.

Le transport de l’hydrogène vert devrait être assuré par le gazoduc Corridor Sud H2, actuellement à l’étude et qui devrait transiter sur 3 300 km via la Tunisie, l’Italie et l’Autriche avant d’atteindre l’Allemagne en utilisant des gazoducs existants.

Un contrat de fourniture de gaz entre Algérie et Allemagne

Cette visite en Algérie a également été l’occasion pour le groupe allemand VNG de signer un contrat avec Sonatrach pour la livraison à moyen terme de gaz naturel. Il s’agit de la première entreprise allemande à acheter du gaz par canalisation depuis l’Algérie.

Ce partenariat « marque le début des livraisons de gaz naturel à l’Allemagne, pays avec lequel nous estimons qu’un grand potentiel existe pour développer davantage cette coopération commerciale et l’étendre dans le futur vers d’autres domaines de la chaine de valeur énergétique tel que l’hydrogène » a déclaré Rachid Hachichi, PDG de Sonatrach dans un communiqué de presse.

Rappelons toutefois que l’investissement allemand prévu en faveur de l’hydrogène vert, notamment avec la construction de centrales « hydrogen ready » a été bousculé ces dernières semaines pour des raisons budgétaires. Il se pourrait donc que notre voisin soit finalement obligé de lever le pied sur sa frénésie en faveur de l’hydrogène.

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Le CNRS le présente comme le flux d’hydrogène naturel le plus important au monde. Il a été découvert en Albanie. Mais il ne devrait pas suffire à pousser l’hydrogène en bonne place dans notre mix énergétique.

De plus en plus de pays rêvent d’un hydrogène produit en quantité pour accélérer leur transition énergétique. L’ennui, c’est que pour l’heure, l’hydrogène est surtout extrait de ressources fossiles dans un processus qui émet des gaz à effet de serre. L’ambition pour le futur, c’est de réussir à en fabriquer massivement grâce à une électricité bas carbone. Renouvelable ou nucléaire. Mais l’opération demeure coûteuse. Alors certains placent leurs espoirs dans celui que les experts ont pris pour habitude d’appeler l’hydrogène blanc.

La course à l’hydrogène naturel est lancée

L’hydrogène blanc, c’est un hydrogène produit naturellement par notre Terre. Au cours de réactions d’altération des métaux au fond des océans, par exemple. Avec des taux de production possiblement lents, il pourrait ne pas être tout à fait renouvelable. Et puis, l’hydrogène blanc profite à toute une biosphère fragile que nous serions avisés de prendre en compte. Enfin, comme son cousin l’hydrogène vert, il pourrait s’avérer difficile et coûteux à exploiter. Surtout à grande échelle.

Des start-ups se sont pourtant déjà lancées dans le business. Même en France, des demandes de permis d’exploration de l’hydrogène naturel ont été déposées. Les chercheurs, quant à eux, se sont mis en quête de plus de sources. Une équipe de géologues raconte ainsi, dans la revue Science, comment elle a mis la main sur celle qu’elle qualifie de plus grande émanation d’hydrogène au monde dans une mine de chrome, en Albanie.

De l’hydrogène blanc en quantité au fond d’une mine

D’autres travaux avaient déjà montré l’existence d’un important réservoir d’hydrogène dans la région. Il est apparu il y a des millions d’années, à la faveur de mouvements de la croûte terrestre. Lorsque des morceaux de plaque océanique ont été poussés sur la plaque continentale.

Aujourd’hui, les chercheurs rapportent que de grandes quantités de cet hydrogène blanc presque pur s’infiltrent par des évents et bouillonnent dans les bassins de drainage de la mine. Et par « grandes quantités », les chercheurs entendent quelque 200 tonnes par an depuis au moins six ans. C’est de l’ordre de 1 000 fois plus que ce qui a pu être mesuré sur d’autres sites semblables dans le monde !

Les experts soulignent que les régions dans lesquelles les mêmes mouvements de croûte terrestre se sont produits par le passé sont nombreuses. Il pourrait ainsi être intéressant d’aller y voir de plus près. Toutefois, il reste encore à développer une technologie qui permettrait de capturer ce type d’hydrogène naturel de manière propre et économique. Le ministère américain de l’Énergie y a alloué 20 millions de dollars. Précisant qu’il faudrait se concentrer sur des gisements d’au moins 10 millions de tonnes d’hydrogène blanc. Or celui découvert en Albanie pourrait ne pas dépasser les 50 000 tonnes… Tout de même de quoi, potentiellement, alimenter localement une centrale de production d’électricité au gaz.

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Pour réussir sa transition énergétique, l’Allemagne a désormais un plan. Elle comptera sur plusieurs gigawatts de centrales électriques au gaz « hydrogen ready », malgré la controverse.

Pour concilier développement des énergies renouvelables avec décarbonation et sécurité d’approvisionnement de son système électrique sans recourir à l’énergie nucléaire, Allemagne a fait le choix du gaz. Plus exactement, de centrales thermiques « hydrogen ready », comprenez « prêtes pour l’hydrogène ». Le chancelier Olaf Scholz l’annonçait il y a presque un an maintenant. L’objectif était alors de construire entre 17 et 21 gigawatts (GW) de nouvelles centrales électriques. Mais autour de cette sorte de frénésie hydrogène, les choses s’étaient rapidement compliquées. Une question de rentabilité des projets et de subventions, d’abord. Puis, de crise budgétaire.

Après des mois de discussions acharnées, en ce début février 2024, le chancelier allemand, son ministre de l’Économie et son ministre des Finances semblent enfin s’être mis d’accord sur les éléments essentiels d’une nouvelle stratégie en matière de centrales électriques. Une stratégie destinée à attirer les investissements dans des « centrales électriques modernes, très flexibles et respectueuses du climat ». Et dont dépendra aussi, affirment-ils, la possibilité de fermer la dernière centrale à charbon d’Allemagne d’ici 2030.

De nouvelles capacités de centrales au gaz fossile convertibles à l’hydrogène

Cette stratégie prévoit que dans de « brefs délais », un appel d’offres sera lancé pour de nouvelles capacités allant jusqu’à 4 fois 2,5 GW de centrales électriques au gaz. Celles-ci pourront, dans un premier temps, fonctionner au gaz fossile. Toutefois, entre 2035 et 2040, elles devront impérativement avoir été converties à un hydrogène « de toutes les couleurs, mais autant que possible vert ». En parallèle, le gouvernement soutient également la recherche et le développement sur les technologies de capture et de stockage du carbone qu’il espère sans doute être en mesure de greenwasher les centrales thermiques à gaz fossile qui n’auraient finalement pas été si « hydrogen ready » que ça.

La planification et l’approbation des systèmes seront accélérées. Et les nouvelles centrales électriques doivent être construites sur des sites dits « de desserte du système ». Principalement aux carrefours de grands complexes industriels à forte intensité énergétique. Le financement du plan par le fond pour le climat et la transformation de l’économie pourrait s’élever à environ 16 milliards d’euros sur les 20 prochaines années.

Pour contourner le problème de rentabilité des investissements, le gouvernement allemand a aussi entamé des pourparlers avec la Commission européenne. Son idée qui devrait être présentée d’ici cet été : créer un marché de capacité. De quoi permettre de récompenser les opérateurs pour le maintien de la capacité de leurs centrales électriques en toutes circonstances.

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La start-up nantaise Lhyfe a soufflé la première bougie de la phase de test de son électrolyseur flottant, un dispositif unique au monde. C’est l’occasion de faire un premier bilan des performances de la plateforme Sealhyfe.

Dans le cadre de son plan « France 2030 », l’État mise sur l’hydrogène vert pour décarboner son industrie et réduire sa dépendance aux énergies fossiles. Le pays souhaite ainsi devenir un leader mondial de l’hydrogène décarboné d’ici 2030. L’hydrogène « vert » ou « décarboné » est produit par l’électrolyse de l’eau en décomposant l’eau (H₂0) en dioxygène (O₂) et dihydrogène (H₂). Une entreprise française mise sur la production d’hydrogène vert en mer. Il s’agit de Lhyfe, une société nantaise qui a lancé en 2022, Sealhyfe, la première plateforme pilote de production d’hydrogène vert en mer au monde.

Après 16 mois de fabrication et 8 mois de tests à quai, la plateforme a rejoint un site d’essai aux côtés de l’éolienne Floatgen, au large du Croisic. L’expérience en mer visait à prouver qu’il était possible d’obtenir une production fiabilisée d’hydrogène vert, dans un milieu marin isolé, sur une plateforme flottante, exposée à la houle.

14 mois d’expérimentation pour la plateforme Sealhyfe

En tout, 14 mois d’expérimentation se sont déroulés entre septembre 2022 et novembre 2023. Un premier bilan a ainsi pu être réalisé à la suite de cette phase de test. L’analyse des performances du système a été rendue possible grâce à des instruments de mesure embarqués qui ont également permis de piloter le site à distance pendant que le dispositif se trouvait en mer.

« L’expérimentation a également permis de confirmer la capacité du système à gérer la variabilité de l’énergie éolienne dans les conditions spécifiques de l’offshore », indique le communiqué de presse de l’entreprise. Elle ajoute que « les performances obtenues ont été aussi élevées qu’à terre, confortant la fiabilité de l’installation », sans toutefois s’étendre sur des données importantes, telles que la quantité d’hydrogène produite, ni le bilan énergétique et environnemental de l’opération. La firme note que la plateforme a prouvé sa robustesse, en subissant 5 tempêtes significatives, dont Ciaran en octobre 2023 qui a provoqué des vagues de 10 mètres de hauteur et des vents de plus de 150 km/h.

Un projet européen de production d’hydrogène vert en mer

Selon Matthieu Guesné, fondateur et PDG de Lhyfe, l’expérimentation est un succès. « Nous pouvons désormais nous appuyer sur notre expérience de nos sites à terre et d’un site en mer pour concevoir nos prochains sites de production d’hydrogène vert » explique-t-il dans un communiqué. Forte de cette expérimentation, Lhyfe va pouvoir améliorer son système et intégrer les données recueillies au sein du projet HOPE.

Porté par Lhyfe et un consortium de 9 partenaires, ce projet vise la commercialisation de l’hydrogène vert produit en mer. Le projet a été retenu par la Commission européenne dans le cadre du partenariat européen pour les technologies de l’hydrogène (« clean hydrogen partnership »). À ce titre, il bénéficie de 20 millions d’euros de subventions européennes ainsi que 13 millions d’euros supplémentaires de la part de la Belgique. L’objectif de Hope est de produire dès 2026 jusqu’à 4 tonnes par jour d’hydrogène vert en mer. Transporté à terre via un pipeline, il sera ensuite compressé puis livré aux clients.

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L’annonce avait fait grand bruit début 2023 : l’Allemagne allait construire entre 17 et 21 GW de centrales thermiques au gaz. Le champion des énergies renouvelables annonçait-il un renversement de sa stratégie ? Non, car il s’agissait de centrales dites « Hydrogen Ready » qui devaient fonctionner à l’hydrogène ou qui pouvaient être facilement converties à son utilisation. Mais ce projet a du plomb dans l’aile, faute de financement. L’Allemagne va-t-elle devoir abandonner ses plans sur l’hydrogène ?

Revenons sur le début du feuilleton. L’Allemagne vise une production d’électricité 100 % neutre en carbone pour 2035, en se basant sur une large part d’énergie éolienne et photovoltaïque. Ces dernières sont intermittentes, et nécessitent des moyens pilotables de secours. Jusqu’à maintenant, en Allemagne, ce rôle a été dévolu aux centrales thermiques au gaz, lesquelles utilisent donc un combustible fossile. Notre voisin d’Outre-Rhin se trouve ainsi devant un dilemme difficile à résoudre : augmenter la puissance installée des moyens de production intermittents ou réduire de la consommation de combustibles fossiles ?

Début 2023, le gouvernement d’Olaf Scholz a présenté une stratégie pour résoudre ce dilemme. Cette stratégie se fonde sur la constitution d’un parc de centrales thermiques à hydrogène. Cette stratégie ne peut être que progressive, pour deux raisons. La première est l’indisponibilité de sources d’approvisionnement massives en hydrogène vert, c’est-à-dire non produits à partir de sources fossiles. La deuxième raison réside dans les difficultés techniques et financières de conversion du parc existant vers l’utilisation de l’hydrogène, notamment concernant la technologie des brûleurs.

Le passage par des centrales « Hydrogen Ready », une solution ?

Pour constituer ce parc, le gouvernement allemand prévoit la construction de centrales dites « Hydrogen Ready », que l’on pourrait tenter de traduire en français par « prêtes pour l’Hydrogène ». Qu’est-ce que cela veut dire ? Plus explicitement, le projet allemand consiste à construire des centrales thermiques au gaz naturel, mais qui pourront être converties à moindres frais à la consommation d’hydrogène. L’Agence fédérale des réseaux allemande table ainsi sur la construction de nouvelles centrales « Hydrogen Ready » pour une puissance comprise entre 17 et 21 GW (gigawatts) sur la période 2025-2031, qui s’ajouteraient aux 27,5 GW déjà existants.

Un premier obstacle auquel se heurte cette politique est la très faible rentabilité des investissements. En effet, ces nouvelles centrales thermiques seront construites pour assurer une réserve de secours, et ne seront sollicitées qu’en période de faible vent et de faible ensoleillement. Leur taux d’usage devrait ainsi être faible, le coût unitaire de l’électricité sera très élevé et il est peu probables que les centrales soient rentables par leur seule activité. Il est ainsi nécessaire de prévoir des subventions publiques pour financer leur investissement. Or les subventions induisent une distorsion de la concurrence, qui se heurte à son tour à des réglementations, notamment européennes.

Des centrales à plusieurs milliards d’euros

C’est au mois d’août 2023 que le gouvernement allemand triomphe : la Commission Européenne a accepté que soient construites des centrales de secours subventionnées. Les nouvelles constructions comprendront une puissance totale de 8,8 GW de centrales thermiques qui consommeront directement de l’hydrogène, ainsi que 15 GW de centrales au gaz naturel « Hydrogène Ready », destinées à être converties à l’hydrogène d’ici 2035. Les subventions prévues s’élevaient à 7 milliards d’euros.

Début 2024, cette stratégie se heurte à un nouvel obstacle : la grave crise budgétaire dans laquelle est plongé le gouvernement allemand. Ce dernier avait en effet prévu de transférer 60 milliards d’un fond destiné au Covid vers le fond pour le climat et la transformation de l’économie. Or, en toute fin d’année dernière, la Cour de Karlsruhe avait jugé inconstitutionnel ce transfert. Il s’agissait en effet de dettes supplémentaires acceptées dans l’urgence et affectées uniquement à la gestion de la crise sanitaire. Le gouvernement allemand commence donc l’année avec un trou de 60 milliards d’euros, et les subventions destinées aux centrales « Hydrogen Ready » étaient incluses dans ce budget.

Vers un abandon des centrales thermiques à hydrogène ?

Dans la panade, le gouvernement d’Olaf Scholz est pressé par les industriels de trouver une solution. Ces derniers sont en effet mis à rude épreuve par la hausse brutale des coûts de l’énergie, qui réduit leur compétitivité face à la concurrence internationale. Deux puissantes associations, la Fédération des industries allemandes (BDI) et l’association de l’industrie de l’énergie (BDEW) exhortent le gouvernement d’abandonner ses projets hydrogène. Ces projets sont en effet jugés très coûteux, et d’un impact limité sur la sécurité d’approvisionnement. En effet, il n’existe pas de source d’hydrogène vert suffisamment massive et locale, et le gouvernement prévoit d’importer cet hydrogène.

Dans l’attente d’une stratégie claire, l’Allemagne doit toutefois toujours produire de l’électricité et reste privée de gaz russe du fait des sanctions de l’OTAN. Elle poursuit donc ses importations de Gaz Naturel Liquéfié (GNL), en provenance notamment des États-Unis, tout en continuant à compter sur ses centrales à charbon. Alimentant d’autant plus les spéculations sur le fait que les centrales « Hydrogen Ready » ne seraient que du greenwashing, un cache-nez pour dissimuler la construction de centrales au gaz naturel.

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