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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 kWhé/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.
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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 kWhé/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.
Commentaires
Super-critique !! Il faut juste atteindre les conditions d'une eau super-critique et cette opération a un coût énergétique et monétaire. On ne peut répandre une information de ce type sans un minimum de contrôle... Imaginez qu'on soit obligé de construire un EPR pour atteindre les conditions super-critique de l'eau....et un deuxième pour forger les métaux nécessaires à l'installation...
Oui : "cette opération a un coût énergétique et monétaire". Il serait nécessaire de l’évaluer : on ne peut exclure qu'il soit plus important que l'économie obtenue en passant de 55 à 42 kWhé/kgH2 . Même sans tenir compte de ce coût, celui actuel de production d'hydrogène vert serait réduit de ~25% ( 42 versus 55) alors qu'il faudrait qu'il le soit d'un facteur 3 par rapport à l'hydrogène gris( ~98 % de la production mondiale). Par comparaison, la variante d'hydrogène bleu de la SEPRA81 ( voir sur son site), conduirait à un coût inférieur à celui du gris, en intégrant la vente associée d'engrais chimique
374 °C et à 221,1 bars
Là on s'approche effectivement des températures et pression des réacteurs nucléaires.
Et encore...
Les réacteurs sont plutôt à 310-340°C pour 150-160 bars.
Allez...encore un petit effort.
Les réacteurs SMR conçus spécialement pour obtenir ces paramètres ? Ils fourniront alors chaleur + électricité + hydrogène. Rendement final 80-90% (contre 35% actuellement) ?
C'est très bien de financer les recherches sur les divers process liés à l'hydrogène.
Mais le 25% est pour le moment la valeur cible de rendement...
Et quand on parle de "Hautes Températures" pour le produire, pas sur que de l'intermittence puisse le permettre entièrement... Y contribuer c'est certain...
Mais avec du PV à 80 Euros/MW.h en valeur basse et 150 Euros/MW.h en valeur haute en injection (sans le Transport !) cela fait à 25% de rendement de 320 à 600 Euros le MW.h (sans stockage ni reconversion énergétique...). Bref on est loin des Prix actuels "acceptables"...
A 42 Euros/MW.h cela fait 168 Euros/MW.h !!! Va falloir choisir...
Le coût que vous nous calculez ne concerne que la faible production qui concernerait cette filiere. Il y aurait seulement environ 15TWh à produire par an à partir d'hydrogène selon le scénario 100% renouvelable de RTE. Ce n'est donc pas un gros problème.
Quant au prix acceptable que vous citez, il ne concerne visiblement pas le futur, le MWh EPR étant estimé aux alentours de 100€ alors qu'on vient juste d'annoncer une hausse des coûts prévisionnels de 30%.
Et la hausse des prix de rachat du PV individuel récente (25% des installations tout de même, auquel certes il faut retirer l'autoconsommation...). Qu'en pensez-vous @Christophe ?
130 Euros/MW.h en 24/7 365 jours par an ne me parait pas trop cher à partir de 2035-40...
L'inflation actuelle va perdurer en tendance...
Par contre les surproductions solaires 6 mois par an vont donner des prix de marché ridicules aux heures de plein soleil. Qui va payer !? Et quels risques sur les installations qui produiront en 24/7 à part de monter les prix quand le PV n'est pas là pour rentabiliser leurs installations !?
Le stockage par batteries prendra certes une part de cette production mais Quel pourcentage !? 10% !!!? (sachant que les installations PV continuent à très "bon train"... sans se soucier des productions de nos voisins qui sont interconnectés avec nous...)
RTE dans sa présentation des rapports avait mentionné le point que ce travail n'était pas fait au niveau Européen donc les hypothèses sont "faibles" de ce point de vue... Et des hypothèses d'Export de production avec de grosses part d'ENRi notamment peuvent donc être "fausses" et donc engendrer des couts supplémentaires (écrêtage massif !)...
Personne ne parle des 3GW de STEP à minima des rapports RTE, nécessaire au bouclage final !!! Ce point est plus que dommage...
Je n'étais pas courant, mais j'en pense à peu près la même chose : le prix n'est vraiment pas critère important pour un pays gavé comme la France. Se baser là-dessus, c'est prouver que l'on ne prend toujours pas les bouleversements environnementaux au sérieux.