L’hydrogène, vecteur énergétique de l’avenir ?

Dans la per­spec­tive d’un développe­ment durable avec réduc­tion des émis­sions nettes de gaz à effet de serre, l’hy­drogène sem­ble, de prime abord, paré de toutes les ver­tus car sa com­bus­tion ne pro­duit que de l’eau. De plus, hydrogène et élec­tric­ité font bon ménage puisque le pas­sage de l’un à l’autre peut a pri­ori repos­er sur le cou­ple réversible de la pile à com­bustible et de l’élec­trol­yse de l’eau dont la disponi­bil­ité est qua­si uni­verselle. On peut alors se prêter à rêver à une ” économie hydrogène “, voire une ” civil­i­sa­tion hydrogène “¹, fondée sur l’én­ergie de la liai­son O‑H et sur une élec­tric­ité d’o­rig­ine entière­ment renou­ve­lable (par exem­ple pho­to­voltaïque ou éoli­enne), échap­pant ain­si à la ” malé­dic­tion ” de la liai­son C‑O et des car­bu­rants fossiles. 

De toute façon, les experts et les com­pag­nies pétrolières s’ac­cor­dent main­tenant pour dire que nous n’avons devant nous qu’une quar­an­taine d’an­nées de disponi­bil­ité de pét­role à faible coût compte tenu des réserves prou­vées et du rythme de con­som­ma­tion actuelle. Certes le gaz naturel nous mèn­erait un peu plus loin, et le char­bon et les schistes bitu­mineux nous lais­sent plusieurs siè­cles de réserves, mais l’ex­ploita­tion de l’un comme de l’autre pose le prob­lème de leur val­ori­sa­tion sans émis­sion de CO₂. Or cela est envis­age­able par les réac­tions clas­siques de refor­mage, de trans­fert et de gazéi­fi­ca­tion à la vapeur d’eau pour pro­duire de l’hy­drogène à con­di­tion de séquestr­er sur place le CO₂ produit. 

Mais on peut aus­si pro­duire de l’hy­drogène par d’autres fil­ières. Par exem­ple à par­tir de bio­masse val­orisée en hydrogène plutôt qu’en bio­car­bu­rant. Ou bien par dis­so­ci­a­tion ther­mochim­ique de l’eau à haute tem­péra­ture d’o­rig­ine nucléaire ou solaire. 

Ain­si l’hy­drogène et son corol­laire la pile à com­bustible (PaC) ont été pro­mus depuis quelques années au rang d’al­ter­na­tive énergé­tique glob­ale pour le XXI^e siè­cle et sont actuelle­ment l’ob­jet d’une véri­ta­ble mobil­i­sa­tion internationale. 

Nous allons ici par­tir de la réal­ité du marché de l’hy­drogène indus­triel aujour­d’hui pour exam­in­er les enjeux et les défis tech­nologiques spé­ci­fiques de ” l’hy­drogène-énergie “. Nous traiterons d’abord de la pro­duc­tion de l’hy­drogène, puis de sa dis­tri­b­u­tion et de son stock­age en les com­para­nt à ceux de l’essence ou du gaz naturel. Ensuite nous nous pencherons sur la prob­lé­ma­tique des piles à com­bustible. Cela nous per­me­t­tra de faire une pre­mière clas­si­fi­ca­tion des effi­cac­ités énergé­tiques de dif­férentes asso­ci­a­tions pro­duc­tion-stock­age-dis­tri­b­u­tion-util­i­sa­tion ” du puits à la roue “, selon la ter­mi­nolo­gie appro­priée à une économie du trans­port. On con­clu­ra en présen­tant som­maire­ment un scé­nario de tran­si­tion actuelle­ment en discussion. 

Une mobilisation internationale

Les appli­ca­tions et les recherch­es sur l’hy­drogène en tant que vecteur énergé­tique ne datent pas d’hi­er. On sait pro­duire de l’hy­drogène depuis plus d’un siè­cle, et l’on util­i­sait déjà depuis longtemps de l’hy­drogène dans des mélanges gazeux en com­bus­tion. Quant à l’in­ven­tion de la PaC, elle est, elle aus­si, plus que cen­te­naire. Mais la dynamique actuelle basée sur l’at­te­lage H₂-PaC n’a été vrai­ment enclenchée qu’après le pre­mier choc pétroli­er en 1973. En témoigne le fait que nous en sommes déjà à la 15^e con­férence mon­di­ale sur l’hy­drogène-énergie, laque­lle a lieu tous les deux ans². Depuis une trentaine d’an­nées on a vu se suc­céder divers pro­grammes nationaux d’en­ver­gure, surtout au Japon, en Alle­magne et au Cana­da. On a vu ain­si appa­raître des pro­to­types de véhicules à hydrogène et des généra­teurs d’élec­tric­ité sta­tion­naires par PaC. En France le réseau PaCo a large­ment con­tribué depuis plus de cinq ans à la struc­tura­tion d’une recherche indus­trielle sur la PaC. 

Plus récem­ment, les États-Unis se sont lancés dans un pro­gramme ambitieux ” Free­dom Car & Fuel Cells “, annon­cé par George Bush lui-même en jan­vi­er 2003, après qu’une ” roadmap ” eut été élaborée et pub­liée à la fin 2002³. En rajoutant 720 mil­lions de dol­lars aux pro­grammes exis­tants c’est un bud­get fédéral glob­al de 1,7 mil­liard de dol­lars qui devrait être affec­té au développe­ment de l’hy­drogène-énergie aux États-Unis jusqu’en 2008. Au niveau européen, le 6^e pro­gramme cadre de recherche et développe­ment tech­nologique (PCRDT) sur la péri­ode 2002–2006 veut con­sacr­er 2,12 mil­liards au développe­ment durable et aux éner­gies pro­pres, et une part impor­tante devrait être affec­tée à l’hy­drogène-énergie, ceci venant s’a­jouter aux finance­ments nationaux. Par­al­lèle­ment ont été mis en place un haut comité puis une plate-forme tech­nologique⁴ réu­nis­sant les prin­ci­paux acteurs de l’in­dus­trie et des grands organ­ismes de recherche pour pré­par­er la stratégie européenne pour 2015 et au-delà. Enfin des ren­con­tres entre Philippe Busquin, com­mis­saire européen en charge de la R&D, et Spencer Abra­ham, secré­taire d’É­tat à l’én­ergie du gou­verne­ment améri­cain, ont lancé une col­lab­o­ra­tion inter­con­ti­nen­tale sur le thème de l’hy­drogène-énergie⁵. En out­re les pro­grammes japon­ais et cana­di­en con­tin­u­ent de plus belle, et d’autres pays impor­tants comme la Russie et la Chine lan­cent leurs pro­pres programmes. 

Du produit chimique au vecteur énergétique

Mais actuelle­ment l’hy­drogène est avant tout un pro­duit chim­ique et sa pro­duc­tion ne représente qu’en­v­i­ron 1,5 % de la con­som­ma­tion mon­di­ale d’én­ergie. La pro­duc­tion mon­di­ale totale d’hy­drogène s’él­e­vait en 2001 à 540 mil­liards de m³ (Gm³) ou 48,5 mil­lions de tonnes⁶, soit 140 Mtep⁷. Ses prin­ci­paux marchés sont la pro­duc­tion d’am­mo­ni­ac (51 %, soit 275 Gm³), le raf­fi­nage (45 %, soit 243 Gm³), la chimie (3 %, 16 Gm³), et enfin les autres util­i­sa­tions — énergie, indus­trie du verre (obten­tion d’at­mo­sphères légère­ment réduc­tri­ces), traite­ments ther­miques, par exem­ple — (env­i­ron 1 %, soit 5,4 Gm³). Cepen­dant la majeure par­tie de la pro­duc­tion mon­di­ale est auto­pro­duite et auto­con­som­mée par les indus­triels, et n’ap­pa­raît donc pas sur le marché qu’al­i­mentent les grands pro­duc­teurs de gaz indus­triels que sont Air Liq­uide, Air Prod­ucts, Prax­air, Linde et BOC. L’hy­drogène qui se négo­cie sur ce marché représente seule­ment 3,65 % de la pro­duc­tion mon­di­ale, soit 21 Gm³, c’est-à-dire 6 % de l’hy­drogène du raf­fi­nage (14,6 Gm³), 32 % de l’hy­drogène de la chimie (5,2 Gm³) et 57 % de celui des autres appli­ca­tions (env­i­ron 2 Gm³). Il s’ag­it cepen­dant d’un marché en forte crois­sance qui devrait attein­dre 30 Gm³ en 2006, soit une crois­sance moyenne de + 10 % par an. 

Con­cer­nant l’hy­drogène comme vecteur énergé­tique, la con­som­ma­tion actuelle des quelques pro­jets de démon­stra­tion de véhicules urbains est encore dérisoire. À cela s’a­joutent quelques pro­jets de pro­duc­tion d’élec­tric­ité sta­tion­naire par PaC. Mais si, au-delà de 2015, on peut raisonnable­ment penser que quelques pour cent des véhicules seront con­ver­tis à l’hy­drogène alors la con­som­ma­tion d’hy­drogène-énergie devien­dra tout à fait sig­ni­fica­tive. Rap­pelons que les trans­ports représen­taient en 2001 env­i­ron 1 600 Mtep, soit plus de 10 fois la pro­duc­tion totale d’hydrogène. 

D’ores et déjà, une des rares appli­ca­tions réelle­ment indus­trielles de l’hy­drogène-énergie dans le trans­port est la propul­sion spa­tiale. Des moteurs cryo­géniques ali­men­tés en hydrogène et oxygène liq­uides ont équipé la fusée Ari­ane 4 et équipent encore Ari­ane 5. Le réser­voir d’Ar­i­ane 5, con­stru­it par Cryospace (fil­iale d’Air Liq­uide et d’EADS) con­tient env­i­ron 27 tonnes d’hy­drogène liq­uide que l’on rem­plit sur le pas de tir juste avant le lancement. 

Production de l’hydrogène

L’hy­drogène indus­triel est actuelle­ment pro­duit soit par élec­trol­yse de l’eau (4 % de la pro­duc­tion), soit par refor­mage du gaz naturel (48 %) ou d’hy­dro­car­bu­res liq­uides (18 %) et par gazéi­fi­ca­tion du char­bon (18 %). Il y a en fait trois types de procédés de reformage : 

• le vapore­for­mage de méthane (SMR, Steam Methane Reform­ing), qui réalise le craquage du gaz naturel par la vapeur d’eau à haute tem­péra­ture : CH₄ + H₂O → CO + 3 H₂,
• l’oxy­da­tion par­tielle (POX, Par­tial Oxy­da­tion), qui con­siste à pro­duire de l’hy­drogène notam­ment à par­tir d’hy­dro­car­bu­res lourds et de dioxygène, 
• un procédé inter­mé­di­aire (ATR, Auto Ther­mal Reform­ing), qui utilise essen­tielle­ment du gaz naturel. 

Tous les procédés de gazéi­fi­ca­tion et refor­mage pro­duisent un mélange com­posé d’hy­drogène et de CO et du CO₂. Le CO peut être val­orisé en tant que tel en chimie, par exem­ple pour pro­duire du polyuréthane, ou con­ver­ti en CO₂ par une réac­tion sup­plé­men­taire de déplace­ment à l’eau : CO + H₂O → CO₂ + H₂ qui pro­duit une molécule d’hy­drogène sup­plé­men­taire. Pour une pro­duc­tion d’H₂ ” pro­pre ” il serait donc néces­saire d’as­soci­er une séques­tra­tion du CO₂, ce qui est plus aisé­ment réal­is­able dans le cas d’une pro­duc­tion cen­tral­isée que dans le cas de petits reformeurs, ou a for­tiori de reformeurs embar­qués dans les véhicules comme cela est par­fois envisagé. 

Il s’en­suit une étape de purifi­ca­tion par l’un des trois grands procédés, selon la pureté souhaitée du pro­duit final : 

• dis­til­la­tion cryogénique, 
• sépa­ra­tion par mem­brane, qui per­met d’obtenir de l’hy­drogène pur à 98 %, 
• adsorp­tion (PSA Pres­sure Swing Adsorp­tion), qui per­met de pro­duire de l’hy­drogène très pur (99,999 %).

Par exem­ple sur le site de Bergen op Zoom aux Pays-Bas on utilise le procédé SMR et une purifi­ca­tion PSA pour une pro­duc­tion d’une capac­ité de 32 000 m³/h d’H₂ et de 8 000 m³/h de CO. 

La recherche-développe­ment sur les procédés de pro­duc­tion d’hy­drogène porte sur plusieurs aspects qui visent d’une part à en baiss­er le coût de pro­duc­tion, avec l’ob­jec­tif de pass­er en dessous de 1 €/kg, d’autre part à pro­mou­voir des fil­ières com­pat­i­bles avec un développe­ment durable et avec des sources d’én­er­gies renou­ve­lables. Ain­si, en allant des travaux les plus proches de l’ap­pli­ca­tion, aux recherch­es les plus en amont, on éval­ue actuellement : 

• des reformeurs au gaz naturel com­pacts pour ali­menter des stations-service, 
• des réac­teurs de gazéi­fi­ca­tion et refor­mage de bio­masse par une oxy­da­tion par­tielle en présence d’eau⁸,
• des élec­trol­y­seurs cou­plés à des sources d’élec­tric­ité renou­ve­lables inter­mit­tentes (éoli­ennes ou pan­neaux solaires pho­to­voltaïques) comme moyen de stockage, 
• l’élec­trol­yse à haute pres­sion, pour gag­n­er sur le coût énergé­tique de la com­pres­sion dans le stock­age de l’hydrogène, 
• des cycles ther­mochim­iques de dis­so­ci­a­tion de l’eau à des tem­péra­tures de 500 — 900 °C faisant inter­venir dif­férents cou­ples d’élé­ments chim­iques (iode-soufre, Ca-Br, etc.), avec la per­spec­tive de pou­voir exploiter la chaleur provenant de réac­teurs nucléaires dits de ” 4^e généra­tion “, ou bien de fours solaires à concentration, 
• des procédés pho­tochim­iques ou photobiologiques. 

Compte tenu de leurs matu­rités respec­tives, ces nou­velles fil­ières ne pour­ront être mis­es en œuvre que pro­gres­sive­ment comme l’il­lus­tre le sché­ma de la fig­ure 1 et leur poten­tiel dépen­dra forte­ment du lieu géo­graphique con­cerné. Mais si l’ob­jec­tif est bien de cou­vrir une par­tie sig­ni­fica­tive des besoins énergé­tiques à l’hori­zon 2050, en par­ti­c­uli­er dans le trans­port, les capac­ités de pro­duc­tion actuelle d’hy­drogène devront être mul­ti­pliées d’i­ci là par plus d’un ordre de grandeur. 

Stockage et distribution de l’hydrogène

Les moyens de dis­tri­b­u­tion mis en œuvre dépen­dent de la quan­tité d’hy­drogène à dis­tribuer et du type de pro­duc­tion. Pour de petites quan­tités (1 à 50 m³/h) le trans­port à par­tir d’une pro­duc­tion cen­tral­isée se fait sous forme gazeuse en bouteilles ou par semi-remorque (3 400 m³, soit env­i­ron 300 kg d’H₂ à 200 bars). Pour quelques cen­taines de m³/h on peut trans­porter l’hy­drogène sous forme liq­uide par semi-remorque (45 000 litres à tem­péra­ture cryo­génique de 20 °K). Les unités de liqué­fac­tion ont une capac­ité mon­di­ale d’en­v­i­ron 277 tonnes par jour (206 t/j aux États-Unis, 51 t/j au Cana­da et 20 t/j en Europe). 

Enfin pour de très grandes quan­tités (plusieurs dizaines de mil­liers de m³/h) lorsque les besoins sont cen­tral­isés (gros clients ou clients suff­isam­ment proches les uns des autres) on utilise des réseaux de pipelines. Le réseau d’Eu­rope du Nord (fig­ure 2) est le plus grand au monde. Le gaz cir­cule à 100 bars dans plus de 1 100 km de canal­i­sa­tions. La quan­tité d’hy­drogène qui cir­cule — une par­tie de la pro­duc­tion étant con­som­mée sur place — est de plus de 50 000 m³/h. Une exten­sion de ces réseaux de pipelines appa­raît comme une néces­sité incon­tourn­able dans la per­spec­tive d’une économie de l’hy­drogène car le trans­port par camion sous forme liq­uide ou gazeuse deviendrait rapi­de­ment pro­hibitif pour les raisons que nous allons main­tenant évo­quer. Pour ce faire on envis­age sérieuse­ment de pou­voir adapter le réseau exis­tant de trans­port de gaz naturel. 

Mais le stock­age de l’hy­drogène sous forme de gaz com­primé ou de liq­uide a un coût énergé­tique impor­tant, en tout cas bien supérieur à celui du gaz naturel. La com­pres­sion de l’hy­drogène représente env­i­ron 7 % de son pou­voir calori­fique pour pass­er de 1 à 200 bars et 10 % pour attein­dre 700 bars, et la dépense énergé­tique pour liqué­fi­er l’hy­drogène à 20 K représente 30 % de son pou­voir calori­fique. De plus, alors que l’hy­drogène a une énergie spé­ci­fique meilleure que le pét­role (1 kg de H₂ équiv­a­lent à ~3 kg de pét­role), sa den­sité énergé­tique par une unité de vol­ume est rel­a­tive­ment faible. Par exem­ple la den­sité de l’hy­drogène liq­uide à 20 K n’est que 0,07 kg/litre, et elle n’est que de 0,04 kg/litre pour de l’hy­drogène gazeux com­primé à 700 bars et 300 K. Ain­si, même en admet­tant qu’il suf­fit de 6 kg d’hy­drogène pour assur­er une autonomie d’en­v­i­ron 600 km à une voiture équipée d’un moteur à PaC (voir para­graphe suiv­ant), le vol­ume du car­bu­rant à lui seul occupe déjà 85 à 150 litres, auquel il faut rajouter le vol­ume de l’en­veloppe, des vannes et des autres acces­soires. Par ailleurs le poids du réser­voir lui-même peut devenir un hand­i­cap compte tenu du fait qu’il doit soit résis­ter aux très hautes pres­sions, soit assur­er une excel­lente iso­la­tion thermique. 

Enfin il faut compter avec les fac­teurs de risques de la haute pres­sion et de l’ex­plo­siv­ité de l’hy­drogène dans l’air, qu’ils soient réels ou suré­val­ués⁹. C’est ain­si que la prob­lé­ma­tique du stock­age embar­qué de l’hy­drogène est dev­enue un thème de recherche et développe­ment en tant que tel. 

FIGURE 2
Le plus grand réseau de trans­port d’hydrogène par pipeline en Europe du Nord, exploité par Air Liq­uide. Source : Air Liquide.

Tout d’abord cer­tains con­struc­teurs auto­mo­biles, tels BMW, Opel et VW, con­tin­u­ent de pro­mou­voir la solu­tion du stock­age sous forme liq­uide avec des exi­gences accrues en matière d’iso­la­tion, et une ges­tion intel­li­gente de la fuite d’hy­drogène due à l’ébul­li­tion. Mais la plu­part des autres con­struc­teurs mis­ent sur un stock­age gazeux à 700 bars dans des réser­voirs légers en struc­ture com­pos­ite ren­for­cée par un bobi­nage de fibres de car­bone. Il con­vient de rap­pel­er aus­si que cer­tains, comme Daim­ler-Chrysler, avaient pré­con­isé une solu­tion de stock­age chim­ique sous forme de méthanol avec un reformeur embar­qué pour pro­duire l’hy­drogène. Le méthanol, CH₃OH, est en effet très intéres­sant par sa frac­tion mas­sique intrin­sèque d’hy­drogène de 12,5 %, et par le fait qu’il est liq­uide à pres­sion et tem­péra­ture ambiantes. Mais cette voie a été aban­don­née à cause de la tox­i­c­ité du méthanol. Néan­moins on con­tin­ue d’en­vis­ager de faire du refor­mage embar­qué à par­tir d’autres hydro­car­bu­res liq­uides, bien que le CO₂ émis ne puisse être séquestré dans ces conditions. 

Au-delà de ces solu­tions déjà testées dans des voitures de démon­stra­tion, on con­tin­ue de rechercher des procédés de stock­ages moins con­traig­nants que la liqué­fac­tion ou la com­pres­sion, tout en gar­dant en ligne de mire les mêmes objec­tifs d’aug­menter la den­sité volu­mique effec­tive et la frac­tion mas­sique de l’hy­drogène par rap­port au vol­ume et au poids total du réser­voir. Ceci con­cerne d’ailleurs non seule­ment les véhicules, mais aus­si les appli­ca­tions sta­tion­naires. Les solu­tions envis­agées, plus ou moins abouties tech­nique­ment et com­mer­ciale­ment, sont diverses : 

• physisorp­tion à basse tem­péra­ture sur dif­férentes formes de car­bone nanos­truc­turé¹⁰,
• for­ma­tion d’hy­drures métalliques dont les tem­péra­tures et ciné­tiques d’ad­sorp­tion-désorp­tion et les frac­tions mas­siques d’hy­drogène stocké sont plus ou moins adap­tées à tel ou tel usage. Les matéri­aux a pri­ori les plus attrayants seraient les alanates tels que LiAlH4 and NaAlH4, 
• stock­age chim­ique ther­moréversible dans des hydro­car­bu­res aro­ma­tiques ou des aminob­o­ranes cycliques, 
• stock­age chim­ique dans un pro­duit comme le boro­hy­drure de sodi­um qui libère de l’hy­drogène par hydrol­yse : NaBH₄ + 2 H₂O → NaBO₂ + 4H₂, et peut éventuelle­ment être recyclé. 

Le dia­gramme de la fig­ure 3 com­pare les per­for­mances de dif­férents types de réser­voirs d’hy­drogène à celles d’autres réser­voirs de car­bu­rants liq­uides et mon­tre claire­ment la dif­fi­culté d’at­tein­dre la den­sité d’én­ergie et l’én­ergie spé­ci­fique de l’essence quand on prend en compte le vol­ume et le poids du réservoir. 

Piles à combustible ou combustion

Il existe plusieurs types de PaC dont cer­taines fonc­tion­nent d’ailleurs directe­ment avec du méthanol ou avec du gaz naturel. Mais la pile à mem­brane élec­trolyte polymère (PEMFC), con­duc­trice de pro­tons, est celle qui retient l’at­ten­tion prin­ci­pale car elle fonc­tionne avec de l’hy­drogène à l’an­ode et de l’air à la cath­ode et pro­duit de l’eau. Sa tem­péra­ture opti­male de fonc­tion­nement est autour de 80 °C.

L’at­trait des PEMFC réside dans la pos­si­bil­ité de récupér­er l’en­thalpie de la réac­tion de recombinaison
H₂ + 1/2 O₂ → H₂O directe­ment sous forme d’én­ergie élec­trique, tout en restant à bien plus basse tem­péra­ture que dans une flamme ou un moteur à com­bus­tion interne. Cela leur con­fère plusieurs atouts : 

• un meilleur ren­de­ment de pro­duc­tion d’élec­tric­ité qu’une sim­ple tur­bine à gaz cou­plée à un alternateur, 
• la rel­a­tive con­stance du ren­de­ment, dans le cas d’une PEMFC cou­plée à un moteur élec­trique pour un véhicule en cir­cu­la­tion urbaine. Par exem­ple sur les pro­jets de bus le ren­de­ment est de l’or­dre de 45 % avec une pile, et ce ren­de­ment est con­stant même avec une util­i­sa­tion inter­mit­tente comme c’est le cas en ville. Enfin, l’in­térêt de cette pile cou­plée à des bat­ter­ies est qu’il est pos­si­ble de récupér­er une par­tie de l’én­ergie de freinage, 
• pas de pro­duc­tion d’oxy­des d’a­zote. Le prob­lème majeur de pol­lu­tion à l’in­térieur des villes n’est pas le CO2 mais ce sont les émis­sions de NOx et de par­tic­ules de suies. En brûlant directe­ment du gaz naturel on réduit notable­ment ces émis­sions par rap­port à la com­bus­tion d’essence ou de fioul. En rajoutant de l’hy­drogène dans un moteur à gaz naturel c’est encore mieux, mais il reste des NOx. Par con­tre en cou­plant hydrogène et pile à com­bustible tous ces prob­lèmes sont à peu près réso­lus — indépen­dam­ment du prob­lème de pol­lu­tion au moment de la pro­duc­tion d’hydrogène. 

En pra­tique les PaC de type PEMFC sont actuelle­ment dévelop­pées en vue de trois types d’applications : 

• Appli­ca­tions stationnaires
  (généra­teurs de sec­ours ou bien généra­teurs autonomes d’élec­tric­ité avec chauffage par cogénéra­tion pour l’habi­tat rési­den­tiel) La puis­sance néces­saire varie de quelques cen­taines de watts à 250 kW. Le point le plus impor­tant est la durée de vie, qui doit être supérieure à 40 000 heures, ain­si que la fia­bil­ité. Les piles à com­bustible peu­vent devenir économique­ment intéres­santes sur ce seg­ment si on parvient à abaiss­er le coût au-dessous de 2 000 €/kW.
• Trans­ports
  Pour les appli­ca­tions trans­ports, il faut des piles ayant une puis­sance de quelques kW (vélo­mo­teur) à plusieurs cen­taines de kW (camion ou bateau). Le seuil de rentabil­ité est d’en­v­i­ron 1 000 €/kW pour les trans­ports col­lec­tifs, sachant qu’un bus doit dur­er de quinze à vingt ans (soit, pour un véhicule roulant 7 heures par jour, env­i­ron 40000 heures). Pour l’au­to­mo­bile, les objec­tifs sont de par­venir à 50 €/kW et une durée de vie de l’or­dre de 5 000 heures. 
• Appli­ca­tions portables 
  Ce domaine est peut-être celui qui ver­ra le pre­mier l’émer­gence de la pile à com­bustible. Il s’ag­it d’ap­pli­ca­tions pour lesquelles les puis­sances req­ui­s­es sont faibles (quelques watts à quelques dizaines de watts) ; le marché visé est celui de l’al­i­men­ta­tion des télé­phones porta­bles (100 mW), des micro-ordi­na­teurs (30 W). Deux fil­ières tech­nologiques sont actuelle­ment étudiées : la pile à hydrogène et la pile à méthanol direct. La pre­mière est plus per­for­mante mais doit faire face au prob­lème de la minia­tur­i­sa­tion du stock­age de l’hy­drogène, tan­dis que la deux­ième peut être ali­men­tée par des petites car­touch­es de méthanol faciles à gér­er. Par rap­port à une bat­terie lithi­um-ion clas­sique l’au­tonomie est mul­ti­pliée par un fac­teur 3. 

Il y a encore beau­coup de pro­grès à faire pour attein­dre nom­bre des objec­tifs com­mer­ci­aux, tant au niveau du coût glob­al que de la durée de vie. 

FIGURE 3
Per­for­mances actuelles (cer­cles) et espérées (ellipses en pointil­lés) de divers­es solu­tions de stock­age embar­qué de l’hydrogène en prenant en compte le vol­ume et le poids du réservoir.

 
Une par­tie des réduc­tions de coûts de fab­ri­ca­tion vien­dra des pro­duc­tions en série, mais le coût d’une PEMFC est encore dom­iné par celui des mem­branes et par celui des plaques bipo­laires qui pren­nent les mem­branes en sand­wich tout en assur­ant l’ar­rivée des gaz et l’é­vac­u­a­tion de l’eau. Les mem­branes sont coû­teuses à cause de la nature du polymère util­isé, un polymère flu­o­ré comme le Nafion® de la société Du Pont, et aus­si du catal­y­seur en pla­tine néces­saire pour activ­er la dis­so­ci­a­tion de H₂ à l’an­ode. Les recherch­es visent à trou­ver des sub­sti­tuts au polymère flu­o­ré et à dimin­uer la charge de pla­tine néces­saire, voire à met­tre au point des catal­y­seurs moins coû­teux. Quant à la durée de vie et au vieil­lisse­ment ils dépen­dent du degré d’hu­mid­i­fi­ca­tion de la mem­brane et de sa tolérance aux impuretés con­tenues dans les gaz, tant l’hy­drogène que l’air. 

Pour ces divers­es raisons cer­tains con­struc­teurs auto­mo­biles comme BMW préfèrent met­tre l’ac­cent sur l’op­ti­mi­sa­tion d’un moteur à com­bus­tion interne à l’hy­drogène. D’autres envis­agent cette solu­tion comme une option néces­saire dans une phase inter­mé­di­aire pour amorcer une économie des trans­ports fondée sur l’hy­drogène avant que la PEMFC n’ait atteint sa véri­ta­ble matu­rité tech­nique et commerciale. 

Stations-service et autoroutes de l’hydrogène

On dénom­bre actuelle­ment dans le monde env­i­ron 75 sta­tions-ser­vice à l’hy­drogène pour ali­menter les pre­mières flottes cap­tives de véhicules à moteur à hydrogène (PaC ou éventuelle­ment com­bus­tion interne). La plu­part délivrent du gaz com­primé à 300–350 bars et cer­taines com­men­cent à fournir du gaz à 700 bars. D’autres four­nissent de l’hy­drogène liq­uide, voire du liq­uide et du gaz com­primé comme la sta­tion de l’aéro­port de Munich. Cer­taines sont fix­es, d’autres mobiles, et la capac­ité de ces sta­tions est à la mesure de la con­som­ma­tion qu’elles doivent assur­er : beau­coup sont dimen­sion­nées pour fournir quelques dizaines de kg d’hy­drogène par jour, c’est-à-dire la con­som­ma­tion de quelques bus ou d’une dizaine de véhicules. 

FIGURE 4
Effi­cac­ité énergé­tique et émis­sions équiv­a­lentes de CO2 pour dif­férentes fil­ières de pro­duc­tion (ES = source d’énergie ; NG = gaz naturel ; EU mix = moyenne européenne pour la pro­duc­tion élec­trique), de dis­tri­b­u­tion (cen­tral­isé ou in situ) et de stock­age d’hydrogène (gaz com­primé ou liq­uide), et de mode d’utilisation dans le trans­port (FC = moteur PaC ; ICE = moteur à com­bus­tion interne).
Source : IFP, Panora­ma 2004, Hydro­gen : an ener­gy vec­tor for the future ?
Fig­ure réal­isée d’après les résul­tats de l’étude citée dans la note 12.

L’Eu­rope a été la pre­mière à lancer un pro­gramme cohérent d’é­val­u­a­tion de sta­tions-ser­vice pour ali­menter des flottes de bus à PaC en milieu urbain. Les pre­mières sta­tions de ce pro­gramme CUTE (Clean Urban Trans­port for Europe) ont com­mencé d’être opéra­tionnelles en 2003. Ces sta­tions peu­vent être ali­men­tées soit par des camions d’hy­drogène liq­uide, soit par des généra­teurs sur site (SMR ou élec­trol­y­seur), en atten­dant que cer­taines puis­sent être directe­ment ali­men­tées par un gazoduc. 

Un des prob­lèmes spé­ci­fiques d’une sta­tion-ser­vice, fût-elle à l’hy­drogène, est d’as­sur­er un rem­plis­sage rapi­de du réser­voir d’un véhicule. Or la com­pres­sion bru­tale d’hy­drogène jusqu’à 700 bars dans le réser­voir est qua­si adi­a­ba­tique ; elle provoque donc un échauf­fe­ment du gaz et par con­séquent des parois en matéri­au com­pos­ite. Cela impose donc de dis­pos­er d’une source à plus haute pres­sion (800 bars) pour com­penser cet échauf­fe­ment, ou bien de refroidir l’hy­drogène avant le rem­plis­sage. D’autre part le rem­plis­sage d’hy­drogène liq­uide à 20 K implique d’énormes pré­cau­tions et une con­nec­tique rapi­de sophis­tiquée. Ces sujets ain­si que ceux de l’ac­cept­abil­ité et de la sécu­rité de ces sta­tions en site urbain sont les pre­miers soucis des con­cep­teurs et des installateurs. 

C’est la Cal­i­fornie qui a lancé le pre­mier pro­jet d’au­toroute de l’hy­drogène (“ hydro­gen high­way ”)¹¹. Il s’ag­it en l’oc­cur­rence de créer d’i­ci à 2010 une infra­struc­ture de 170 sta­tions-ser­vice d’al­i­men­ta­tion en hydrogène le long des prin­ci­pales autoroutes cal­i­forni­ennes. Des pro­jets d’au­toroutes de l’hy­drogène sont à l’é­tude en Alle­magne. Mais pour trans­former ces pro­jets sub­ven­tion­nés en réal­ité économique il faut résoudre le prob­lème de l’adéqua­tion entre l’of­fre et la demande alors que les véhicules à hydrogène sont encore rares. 

Bilan comparatif ” du puits à la roue ”

Un rap­port récent émanant d’une col­lab­o­ra­tion de parte­naires des indus­tries pétrolières et auto­mo­biles et d’or­gan­ismes publics sous l’égide de la Com­mis­sion européenne¹² fait l’analyse com­parée des effi­cac­ités énergé­tiques de dif­férents car­bu­rants pour véhicules ” du puits à la roue ” (well-to-wheels) en ter­mes d’émis­sions de CO₂ et d’én­ergie dépen­sée pour la même dis­tance par­cou­rue. Le résul­tat glob­al pour dif­férentes com­bi­naisons de pro­duc­tion, dis­tri­b­u­tion, stock­age et mode d’u­til­i­sa­tion est présen­té sur la fig­ure 4. Plusieurs points méri­tent d’être soulignés : 

. la pro­duc­tion d’hy­drogène par élec­trol­yse est très inef­fi­cace énergé­tique­ment. Son ren­de­ment n’est que de 25 %, con­tre 70 % pour les procédés de vapore­for­mage de gaz naturel. Si l’élec­tric­ité est pro­duite par des éner­gies fos­siles (EU mix) le bilan est aus­si cat­a­strophique en émis­sions de CO₂ ;

• la com­bi­nai­son d’une pro­duc­tion d’hy­drogène par vapore­for­mage de gaz naturel et d’un moteur à PaC appa­raît plus effi­cace à tous points de vue que le moteur clas­sique à com­bus­tion interne fonc­tion­nant à l’essence ou que le moteur diesel. En revanche son effi­cac­ité énergé­tique est équiv­a­lente à celle d’un moteur hybride élec­trique avec diesel. On peut en déduire qu’un moteur à com­bus­tion interne à hydrogène, de moin­dre ren­de­ment qu’un moteur PaC, serait au con­traire pénal­isant. Il vaut mieux dans ce cas faire de la com­bus­tion directe de gaz naturel ; 
• la pro­duc­tion d’hy­drogène par gazéi­fi­ca­tion du char­bon com­binée avec un moteur PaC offre peu d’in­térêt par rap­port au moteur à essence ou diesel sauf si l’on séquestre le CO₂ de manière centralisée ; 
• la liqué­fac­tion est tou­jours moins effi­cace que la com­pres­sion comme moyen de stock­age de l’hydrogène ; 
• comme on pou­vait s’en douter la meilleure com­bi­nai­son est celle d’une PaC avec une énergie renou­ve­lable pour pro­duire l’hy­drogène. La pro­duc­tion d’hy­drogène par élec­trol­yse via une éoli­enne paraît plus effi­cace que l’élec­trol­yse à par­tir d’élec­tronu­cléaire. Cela est un peu arbi­traire et vient du fait que l’élec­tric­ité éoli­enne est con­sid­érée ici comme une énergie pri­maire con­traire­ment à l’élec­tric­ité nucléaire. 

FIGURE 5
Esti­ma­tion de l’introduction des appli­ca­tions de l’hydrogène-énergie dans dif­férents secteurs d’usage (rouge : trans­port ; vert : sta­tion­naire ; noir : portable)
D’après l’Étude du réseau européen HyNet : Towards a Euro­pean Hydro­gen Ener­gy Roadmap, Exec­u­tive Report, 12 mai 2004.

Vers une économie de l’hydrogène ?

Nous avons vu plus haut les délais néces­saires à la mise en œuvre de divers­es méth­odes de pro­duc­tion d’hy­drogène com­pat­i­bles avec un développe­ment durable et des éner­gies pri­maires renou­ve­lables. Mais il y a pour l’in­stant suff­isam­ment d’hy­drogène pro­duit ” clas­sique­ment “, au moins pen­dant les dix prochaines années, pour per­me­t­tre la démon­stra­tion et la com­mer­cial­i­sa­tion de plusieurs tech­nolo­gies de PaC ou de com­bus­tion util­isant de l’hydrogène-énergie. 

Le dia­gramme de la fig­ure 5 présente une vision de la tran­si­tion vers un marché de masse des sys­tèmes à piles à com­bustible et de la demande d’hy­drogène en com­mençant par les appli­ca­tions porta­bles et des marchés de nich­es pour le trans­port et les appli­ca­tions sta­tion­naires avant que ne se développe éventuelle­ment le marché des voitures indi­vidu­elles à PaC. 

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1. Jere­my Rifkin, L’É­conomie hydrogène : après la fin du pét­role la nou­velle révo­lu­tion économique, édi­tion La Décou­verte, 2003.
2. WHEC : World Hydro­gen Ener­gy Con­fer­ence. La WHEC-15 s’est tenue à Yoko­hama à la fin juin 2004 ; la WHEC 16 aura lieu à Lyon en juin 2006.
3. Nation­al Hydro­gen Ener­gy Roadmap, nov. 2002, US Depart­ment of Energy.
4. Euro­pean Hydro­gen and Fuel Cell Tech­nol­o­gy Plat­form, dont les travaux ont démar­ré le 21 jan­vi­er 2004.
5. Col­lab­o­ra­tion relayée entre autres par le comité IPHE (Inter­na­tion­al Part­ner­ship for Hydro­gen Energy).
6. Masse volu­mique de H2 : 0,0899 kg/m3, en con­di­tions nor­males (15 °C, 1 atm).
7. Équiv­a­lence énergé­tique : 1 kg H₂ ≈ 33,33 kWh ≈ 120 MJ ≈ 2,855 kg équiv­a­lent pétrole.
8. La France dis­pose d’un poten­tiel de ressources de bio­masse estimé à env­i­ron 25 Mtep, dont moins d’une dizaine de Mtep sont util­isées pour le moment. À terme il fau­dra choisir la meilleure util­i­sa­tion entre dif­férentes formes de bio­car­bu­rants et l’hy­drogène, mais ces ressources à elles seules ne suff­isent pas pour cou­vrir l’ensem­ble des besoins actuels en carburants.
9. L’ac­ci­dent du dirige­able Hin­den­burg gon­flé à l’hy­drogène en 1937 a telle­ment mar­qué les esprits qu’il a induit une régle­men­ta­tion dra­coni­enne et beau­coup d’ap­préhen­sion, alors que l’on a pu mon­tr­er que c’est la com­bus­tion de l’en­veloppe du bal­lon qui a provo­qué la catastrophe.
10. Mais les nan­otubes de car­bone qui avaient sus­cité un fort engoue­ment il y a quelques années ne s’avèrent finale­ment pas plus per­for­mants que cer­taines formes de car­bone pyroly­tique, avec une frac­tion mas­sique d’hy­drogène stocké de 1 à 2 % seule­ment dans des con­di­tions nor­males de tem­péra­ture et de pression.
11. Voir le site http://www.hydrogenhighway.ca.gov/
12. Well-to-wheels analy­sis of future auto­mo­tive fuels and pow­er­trains in the Euro­pean con­text pub­lié par CONCAWE, EUCAR, et le Joint Research Cen­ter (JRC) de la Com­mis­sion européenne, jan­vi­er 2004.

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