Benchmark des Plateformes de Gestion de la…
L’hydrogène, pétrole vert des mobilités lourdes
L’hydrogène apparaît particulièrement pertinent pour la décarbonation des mobilités lourdes, où les batteries sont confrontées à leurs limites en matière de puissance, de poids et d’autonomie.
Sia Partners a étudié la consommation annuelle d’hydrogène liée au déploiement de la mobilité lourde en France à l’horizon 2030. Si les besoins en hydrogène du transport routier pourront être largement couverts par la production sur le territoire, les consommations du transport maritime nécessiteront de doubler les capacités d’électrolyseurs installées et mobiliseront environ 15% des capacités ENRs françaises à moins de recourir à des importations massives d’hydrogène.
Transport routier
Les atouts de l’hydrogène pour le transport longue distance
En dépit de progrès d’autonomie significatifs sur le marché des véhicules à batterie [1] et du développement de stations de recharge rapide, la pile à combustible bénéficie d’un avantage technique indéniable. Tandis que le volume et la masse des batteries croissent fortement avec les besoins en stockage d’énergie pour satisfaire le couple au démarrage des véhicules lourds ainsi que leur autonomie, ceux d’un réservoir d’hydrogène évoluent peu à mesure qu’augmente ce besoin.
Figure 1. Comparaison des véhicules à pile à combustible et à batterie, du volume et de la masse nécessaires au stockage d’énergie, en fonction de l’autonomie. Analyse Sia Partners à partir de données publiées dans « international Journal of Hydrogen Energy » [2]
En outre, comme présenté dans le graphe ci-dessous, L’AIE prévoit pour la mobilité lourde, une meilleure compétitivité des véhicules à hydrogène (VEH) par rapport aux véhicules à batteries (VEB), pour une autonomie dépassant 500 km. Les coûts totaux de possessions des véhicules sont ici calculés pour différentes valeurs de prix des piles à combustible et des batteries, suivant l’hypothèse d’un coût de distribution de l’hydrogène constant à 5$/kg et des usages identiques.
Figure 2. Évolution du coût total de possession des VEB et VEH selon le prix des piles à combustible et batteries et en fonction de l'autonomie. Ex : VEH 60$/kw – Véhicule à hydrogène avec un prix de pile à combustible fixé à 60$ par kw. Analyse Sia partners basé sur le rapport « Energy Technology Perspective » de l’AIE. [3]
Les flottes captives, un terrain propice pour le déploiement de l'hydrogène
L’usage de l’hydrogène convient particulièrement au format des flottes captives. Une flotte captive correspond à un ensemble de véhicules qui dépendent d'une gestion et d’une infrastructure communes (station d’approvisionnement, dépôt) et dont le circuit relativement constant permet un retour régulier au centre d’approvisionnement. C’est le cas, par exemple, des bus et des véhicules utilitaires.
L’engouement pour les bus hydrogène provient particulièrement de leur autonomie (300 km environ, permettant une journée de service) et du temps de recharge, limitant les arrêts de ravitaillement qui grèvent l’opération de bus à batterie. Le développement des bus à hydrogène en Europe s’est fait à plusieurs vitesses. Les objectifs de déploiement fixés par le Royaume-Uni (RU), la France et les Pays-bas sont particulièrement ambitieux. Au RU, le premier bus à hydrogène à deux étages circule depuis juin 2021, tandis que près de 3000 bus sont prévus d’ici 2025. Aux Pays-bas et en France, ce sont respectivement 60 et 30 bus qui circulent actuellement, l’objectif des Pays-bas étant d’avoir 3000 bus à faible émission pour 2025 tandis que plusieurs centaines de bus à hydrogène sont actuellement en projet en France. A l’opposé de cette dynamique, la Belgique, considérant la technologie comme actuellement immature et trop chère, est moins ambitieuse avec une dizaine de bus en projet actuellement.
Une production locale et nationale
Par ailleurs, les pays européens souhaitent s’appuyer sur l’opportunité créée par la mobilité hydrogène pour se réindustrialiser. La grande majorité de ces bus seront donc construits par des équipementiers nationaux, Wrightbus par exemple, produira plus de 3000 bus à hydrogène pour le RU. En France, les bus commandés proviennent essentiellement des constructeurs français Safra et Symbio, qui se sont associés avec un objectif de production de 140 bus/an à partir de décembre 2021. Afin d’accompagner les efforts de développement d’une filière française, les énergéticiens français Air Liquide, Engie et EDF (via sa filiale Hynamics) sont également mobilisés pour la fourniture des stations.
Conversion du transport routier français: consommation et externalités
La conversion à l’hydrogène de 1600 véhicules routiers lourds d’ici à 2030 (fourchette haute PPE France [4]) entraînerait les externalités suivantes :
| Transport routier lourd | Consommation |
|---|---|
| Consommation hydrogène | 12kt |
| Consommation électricité | 690 GWh |
| Electrolyseur | 3% Capacité France 2030 (200MW) |
| Capacité PV | 0,25% Capacité France 2030 (1,1 km2) |
| Capacité Eolien | 0,26% Capacité France 2030 (30 éoliennes) |
| Emissions CO2 évitées | 35 kteqCO2 |
Figure 3. Consommation et externalités annuelles du transport routier lourd français. Etude Sia Partners.
Ainsi, le déploiement des véhicules hydrogènes pour le transport routier utiliserait 3% des capacités installées d’électrolyseurs en 2030 et éviterait annuellement l’émission de 35 kteqCO2.
Transport maritime
En volume, 90% du commerce mondial transite par bateaux, représentant entre 2 et 3% des émissions de gaz à effet de serre (GES). Le transport maritime de haute mer présente justement de grandes opportunités pour le développement de l’hydrogène, en complément d’autres vecteurs énergétiques (GNL, biocarburants, ammoniac etc..) et d’innovations technologiques telle que l’assistance éolienne (propulsion à voile). L’ammoniac notamment, est régulièrement désigné comme un carburant alternatif très crédible pour la décarbonation du transport maritime. Il n’émet pas de molécules carbonées (CO2, CO) lors de sa combustion, et possède de faibles coûts de production, de stockage et de transport par rapport à d’autres carburants bas-carbone. Formé à partir d’hydrogène selon des procédés industriels éprouvés, il présente de nombreux avantages pour l’alimentation de bateaux tels qu’une meilleure densité énergétique que l’hydrogène, la capacité à l’intégrer dans les moteurs actuels avec peu de modifications ainsi que des conditions de transport/stockage plus simples.
Selon l’Agence Internationale de l’Energie (AIE) [5], l’utilisation de batteries dans le secteur maritime est limitée à des autonomies de l’ordre de 200 km, soit une très faible portion de l’usage. Le mélange de biocarburants avec les carburants fossiles devrait amorcer la décarbonisation progressive du secteur à court et moyen-terme, mais sera confronté à des limites en matière de disponibilité. En effet, l’impact du changement climatique sur les rendements des récoltes et la multiplication des usages de la biomasse (alimentaire, énergétique, production de biogaz, bioproduits, biocarburants etc..) freinent les perspectives d’avenir de cette filière. L’hydrogène porte donc une grande partie des espoirs dans le secteur maritime. Il se présente sous de nombreuses formes selon les typologies d’usage, avec des caractéristiques différentes suivant les distances parcourues.
| Type de combustible | Avantages | Inconvénient |
|---|---|---|
| H2 liquide | Sa densité énergétique est plus élevée que l’H2 gazeux, il nécessite donc moins d’espace de stockage. Par ailleurs l’hydrogène liquide n’a pas les problèmes d’étanchéité liés au stockage sous forme gazeuse. C’est un levier de décarbonation très puissant pour le transport longue distance sur les routes avec des ravitaillements fréquents. | Le procédé de liquéfaction est très coûteux énergétiquement. Même sous forme liquide, l’H2 nécessite plus d’espace de stockage que d’autres carburants alternatifs bas carbone (biocarburants, ammoniac..). Il est également très inflammable sous cette forme et nécessite des réservoirs très isolants (hydrogène liquide à -253°C à 1 bar). |
| H2 gazeux | Le procédé de transformation est peu coûteux et les pertes énergétiques sont moindre par rapport à sa forme liquide. | Sa densité énergétique est faible, donc le volume des systèmes de stockage est trop important pour de longues distances. Par ailleurs les conditions de stockage sont très exigeantes (700 bar à 20°C). |
| Ammoniac | Sa densité énergétique est deux fois plus élevée que l’hydrogène liquide. La combustion est possible dans les moteurs actuels avec une légère adaptation. L’ammoniac est par ailleurs facilement stockable (10b à 20°C) et ses conditions d’usages sont similaires au GPL, il est donc possible d’utiliser les infrastructures de stockage/transport existantes. | L’ammoniac nécessite une transformation chimique supplémentaire et possède donc un faible rendement énergétique. Il peut également corroder les systèmes de stockage C’est par ailleurs un gaz toxique dont l’empreinte carbone est plus élevée que l’hydrogène sur le cycle de vie complet (voir figure 4). |
L’AIE entrevoit pour le transport maritime courte et moyenne distance l’utilisation d’hydrogène sous forme gazeuse ou liquide. Cependant, pour le transport longue-distance, l’hydrogène doit être liquéfié afin d’augmenter sa densité volumétrique. En raison des contraintes techniques associées, l’AIE prévoit un développement préférentiel de l’utilisation d’ammoniac, qui constitue la majorité de l’approvisionnement à long-terme du secteur maritime dans son scénario SDS (Sustainable Development Scenario) de 2020.
Bien que l’ammoniac confirme son intérêt du point de vue de l’usager, ses émissions de gaz à effet de serre (GES) sont légèrement plus importantes que celles de l’hydrogène sur l’ensemble de son cycle de vie.
Figure 4. Comparaison des différents carburants alternatifs maritime. Émissions sur l’ensemble du cycle de vie, de l’extraction à la combustion. (Hypothèse d'électrolyse à partir de mix 100% ENR - utilisation) [6]
L’hydrogène et l’ammoniac ont donc un intérêt pour la décarbonation à la condition d’être produits par des moyens peu émetteurs de GES, par électrolyse à partir d’électricité peu carbonée ou par vaporeformage couplé à des solutions de capture du carbone.
Figure 5. Cartographie des projets maritimes hydrogène. Analyse Sia Partners.
Les carburants à base d’hydrogène, sous forme d’hydrogène pur ou d’ammoniac, stimulent donc déjà les efforts de l’industrie navale pour décarboner le commerce maritime international. Les contraintes spécifiques de ces modes de transport lourds devraient ainsi en faire l’un des débouchés majeurs pour la transition à long-terme du secteur.
Conversion de la flotte française : consommation et externalités
La conversion à l’hydrogène de 100 cargos (objectifs France Hydrogène [7]) pour le transport international d’ici à 2030 serait associée aux externalités et besoins suivants :
| Transport Maritime international | Consommation |
|---|---|
| Consommation hydrogène | 780 kt |
| Consommation électricité | 43400 GWh |
| Electrolyseur | 190% Capacité France 2030 (12 500MW) |
| Capacité PV | 15,6% Capacité France 2030 (69 km2) |
| Capacité Eolien | 14,4% Capacité France 2030 (1670 éoliennes) |
| Emissions CO2 évitées | 4400 kteqCO2 |
Figure 6. Consommation et externalités annuelles transport maritime international - France. Etude Sia Partner.
Ainsi, sous l’hypothèse d’un hydrogène produit exclusivement à partir d’énergie renouvelable, la consommation d’hydrogène serait le double de ce qu’il serait possible de produire à partir des objectifs d’installation d’électrolyseurs. La France devrait alors importer en 2030 au moins la moitié de l’hydrogène consommé par sa flotte de bateaux annuellement. Ce résultat est principalement dû à la faible efficacité des électrolyseurs reliés aux ENRs, qui pourrait néanmoins être compensée par un raccordement au réseau. Par ailleurs, cette conversion éviterait 4,4 Mteq CO2 chaque année par rapport au fioul lourd utilisé actuellement dans les navires.
Si l’hydrogène est un vecteur énergétique pertinent pour atteindre les objectifs européens de diminution des émissions GES de 60% des transports d’ici 2050, le manque d’infrastructures de production, de transport et de distribution remet en cause sa compétitivité. A court terme, la construction de stations d’avitaillement pour alimenter les flottes captives permettrait de développer les premières infrastructures pour la filière routière. Par ailleurs, l'hydrogène et l'ammoniac pourront jouer un rôle clé pour atteindre les objectifs de la Commission Européenne de réduction de 40% des émissions de GES du transport maritime, bien que des efforts soient encore nécessaires pour les rendre compétitifs économiquement face à leurs équivalents carbonés.
Le besoin d’accompagnement et de structuration de ces filières est donc fort et constitue une opportunité pour les acteurs du secteur (constructeurs, énergéticiens, fournisseurs d’hydrogène, équipementiers hydrogène etc..).
Sia Partners, appuyé par son expertise et ses références sur les sujets hydrogène, propose de les accompagner dans cette transition,
[1] Autonomie de 800km atteintes par la berline Tesla Model S ou le poids-lourd Tesla Semi.
[2] Thomas, C. E. (2009). Fuel cell and battery electric vehicles compared. International Journal of Hydrogen Energy, 34(15), 6005–6020.
[3] AIE, Energy Technology Perspectives 2020
[4] Objectifs fourchette haute de Programmation Pluriannuelle de l’énergie. Hydrogène produit à partir d’un mix ENR 100%. Les paramètres suivant ont été utilisés:
- Éoliennes de 3 MW, capacité installée de 34,7 GW
- 44 GW de PV installé, efficacité surfacique 100 W/m2
- Electrolyseurs de 4 MW, 6,5 GW installés en 2030, facteur de charge de 9,5 h/j (connecté aux ENRs)
- Transport routier international : Camion tracté 4x2 - 40t. 142500 km/ans. 0.08 kgH2/km. Source : Roland Berger & FCH Europe
- Transport routier domestique : Camion rigide 4x2 - 18t. 62500 km/ans. 0.066 kgH2/km Source : Roland Berger & FCH Europe
[5] D’après AIE, Energy Technology Perspectives 2020. Prix de l’hydrogène considéré : 5 $/kg.
[6] P. Gilbert, Assessment of full life cycle air emissions of alternative shipping fuels, Journal of cleaner production, October 2017
[7] Objectifs filière hydrogène France (Afhypac). Hypothèse de 10% de la flotte française convertie pour le transport international. Les paramètres suivants ont été utilisés:
- Éoliennes de 3 MW, capacité installée de 34,7 GW
- 44 GW de PV installé, efficacité surfacique 100 W/m2
- Electrolyseurs de 4 MW, 6,5 GW installés en 2030, facteur de charge de 9,5 h/j (connecté aux ENRs)