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Tribune | « Transports : un nouveau stockage de l’hydrogène pourrait changer la donne »

Par Pierre-Emmanuel Guilhemsans-Vendé, Consultant R&D chez TNP Consultants.. Publié le 3 novembre 2022.
Tribune | « Transports : un nouveau stockage de l’hydrogène pourrait changer la donne »
Pierre-Emmanuel Guilhemsans-Vendé, Consultant R&D chez TNP Consultants. Crédit : TNP Consultants
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31 % des émissions de gaz à effet de la France sont dues au secteur du transport. Si l’hydrogène apparaît comme une option sérieusement envisagée dans la décarbonation des transports, « une nouvelle forme de stockage de l’hydrogène aurait un rôle considérable à jouer », souligne Pierre-Emmanuel Guilhemsans-Vendé, Consultant R&D chez TNP Consultants.

Pour espérer limiter le réchauffement climatique planétaire à +2°C d’ici 2050, il devient urgent d’identifier des solutions alternatives peu carbonées aux énergies fossiles dont l’économie mondiale dépend aujourd’hui à plus de 80 %. Le transport est particulièrement concerné puisque 31 % des émissions de gaz à effet de la France sont dues à ce seul secteur[1]. Dans ce cas, le nouveau stockage de l’hydrogène pourrait changer la donne.

Transports : la transition vers l’hydrogène en ordre de marche

Les objectifs sont clairement affichés : faire circuler 250 trains à hydrogène d’ici 2035 du côté de la SNCF, commercialiser dans les mêmes délais les premiers avions de ligne à l’hydrogène chez Airbus, ou encore s’associer au 1er navire hydrogène au monde – Energy Observer – pour CMA-CGM. Pour autant, l’hydrogène apporte une réponse à la décarbonation du transport seulement s’il est produit à partir d’énergies renouvelables, principalement grâce à l’électrolyse de l’eau. Or, actuellement, 96% de la production est issu d’énergies fossiles. On parle d’hydrogène gris dont le gain environnemental est marginal.

Avec l’électrolyse de l’eau issu d’énergies renouvelables ou du nucléaire français, le facteur d’émission de l’hydrogène dit bas carbone peut représenter 80% d’émissions de Gaz à effet de Serre (GES) en moins sur tout son cycle de vie par rapport à l’hydrogène gris. Mais pour l’instant, l’hydrogène bas carbone reste une solution coûteuse bien que McKinsey prévoie que son prix baisse de 60% d’ici 2030 et ne coûte plus que 4 €/kg.

L’épineuse question du stockage de l’hydrogène 

Le prix actuel élevé de l’hydrogène bas carbone est principalement dû à ses coûts de production et de stockage. Concernant sa production, différentes solutions comme la réduction du coût de construction des électrolyseurs ou du coût de l’électricité ont été envisagées par l’IRENA dans un rapport de 2020[2]. Pour le stockage, son coût élevé s’explique par la nature de l’hydrogène qui a une densité énergétique 3 fois plus élevée que l’essence ou le diesel mais une très faible densité volumique. Pour stocker l’hydrogène dans un volume raisonnable, il faut modifier la pression et/ou la température. L’hydrogène peut être stocké sous 3 formes : gazeuse, liquide ou solide.

La forme gazeuse est la seule forme commercialisée pour le grand public. Elle alimente aujourd’hui des taxis (Hype en Île de France), des trains (comme Coradia iLint), des camions (Volvo en Europe, Hydrolux au Québec), des autocars (Safra en Occitanie ou Hyzon en Australie), des vélos (Pragma Industries en fabrique à Biarritz) et des bus (notamment pour la commune vendéenne des Sables d’Olonne). Sous sa forme gazeuse, l’hydrogène est comprimé jusqu’à 700 bars : ainsi, 7 L d’hydrogène contienne autant d’énergie qu’1 L d’essence. Le mécanisme de compression va engendrer 6 % de pertes : il faudra produire 1,06 kg d’hydrogène pour obtenir 1 kg en fin de processus.

Pour que l’hydrogène devienne liquide, la température est abaissée à -252,87 °C : dans ce cas, 4 L d’hydrogène liquide équivalent à 1 L d’essence. Ici, en raison de la température cryogénique, les pertes par évaporation peuvent aller jusqu’à 13 %. Cette forme d’hydrogène est réservée pour le moment au domaine aérospatial comme combustible pour les fusées mais Airbus s’y intéresse pour son futur avion à hydrogène ZEROe et Daimler conduit des tests avec pour ses camions. L’hydrogène peut être également stocké dans de l’ammoniac liquide à -33,4°C à pression atmosphérique, après mélange avec le diazote de l’air[3].

Développé par le CNRS et repris par McPhy Energy, l’hydrogène solide correspond à des hydrures métalliques, stocké dans des pastilles de 30 cm de diamètre contenant chacune 600 L d’hydrogène. Cette technologie revêt l’avantage de fonctionner à température ambiante et à des pressions faibles. De plus, son taux de pertes est de seulement 3 % et sa densité volumique est plus élevée que sous les formes gazeuses et liquides : 106 kg/m3 contre 70 kg/m3 sous forme liquide et 42 kg/m3 sous forme gazeuse compressée à 700 bars. Plus récemment, un nouveau stockage d’hydrogène solide avec du nitrure de bore a été découvert par des chercheurs de Deakin University, en Australie.

Les avancées prometteuses d’une nouvelle forme de stockage d’hydrogène

Une nouvelle forme de stockage d’hydrogène, nommée HydroSil, proposée par Hysilabs qui l’a reprise de l’Université Aix Marseille, pourrait cependant rebattre les cartes du marché de l’hydrogène, avec une densité volumique en hydrogène d’environ 87 kg/m3[4]. Un vecteur liquide, de l’hydrure de silicium, va être chargé chimiquement en hydrogène : 8,7 kg d’hydrogène vont être stocké dans 100 kg du vecteur liquide, soit 8,7 % de capacité de stockage en hydrogène. Ce processus de charge va permettre de stocker 7 fois plus d’hydrogène que l’hydrogène gazeux comprimé à 200 bars. Ensuite, l’hydrogène peut être libéré en 10 s dans un carburateur par une réaction chimique d’hydrolyse catalytique, sans qu’aucune énergie externe ne soit nécessaire. Cette solution de stockage d’hydrogène pourrait être d’abord utilisée dans le cadre d’installations fixes puis, à terme, servir pour le transport.

Contrairement aux 3 autres formes, il n’y aurait pas besoin d’infrastructures spéciales pour transporter et stocker l’hydrogène : les infrastructures conventionnelles déjà existantes pour les produits pétroliers suffiraient. Le transport de ce type d’hydrogène aurait des émissions de gaz à effet de serre jusqu’à 40 % inférieur et un coût diminué de 30 % par rapport aux solutions conventionnelles.
Pour conclure, d’après P-E Casanova et Chloé Avetand d’HysiLabs, HydroSil est recyclable à l’infini, non toxique, non inflammable, stable, liquide, sans aucune perte en hydrogène, économiquement compétitive et pourrait utiliser les infrastructures conventionnelles actuelles. Elle a donc, sur le papier, tous les avantages pour devenir la technologie principale de stockage d’hydrogène.

Cependant, d’ici 2030, Hysilabs projette une capacité de ses installations de charge et de libération en hydrogène de 200 kt/an. Or, d’après France Hydrogène, d’ici 2030, la consommation en hydrogène en France serait de 680 kt d’après le scénario Ambition 2030 et même 1090 kt d’après le scénario Ambition+ 2030[5]. Hysilabs n’absorberait donc que 18 à 30 % du marché de l’hydrogène en France, si l’entreprise tient ses objectifs de croissance. Les autres formes d’hydrogène (gazeuse, liquide, solide, ammoniac) auront donc toujours un rôle à jouer ces prochaines années.
 
[1]    Haut Conseil pour le Climat, « Renforcer l’atténuation, engager l’adaptation », juin 2021.
[2]    E. Taibi, H. Blanco, et M. Carmo, « Green hydrogen cost reduction : Scaling up electrolysers to meet the 1.5°C climate goal ». IRENA, 2020.
[3]    B. Tardieu et M. Florette, « Hydrogène, hydroélectricité et ammoniac : une union prometteuse de la transition écologique… », Connaissances des énergies, 8 février 2022.
[4]    « HySiLabs : la technologie qui révolutionne le transport de l’hydrogène », EDF, 19 mai 2022.
[5]    France Hydrogène, « Trajectoire pour une grande ambition Hydrogène : Contribution de la filière au déploiement à 2030 », sept. 2021.
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