Hydrogène : le meilleur allié du nucléaire !

Par Michel Gay

La loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat prévoit d’atteindre la neutralité carbone à l'horizon 2050.

Cet objectif implique de décarboner complètement les consommations énergétiques des bâtiments (résidentiels et tertiaires), des mobilités terrestres, de l’industrie, ainsi que la production d’électricité.

Or, cette dernière est déjà décarbonée à 90% en France grâce principalement au nucléaire et à l’hydraulique....

Certains rêvent d’y parvenir avec un mix 100% renouvelable adossé à un stockage  « hydrogène »… pour « tuer » le nucléaire, même s’il s’agit de tondre un chauve (à 90%) dans le secteur électrique.

Un mix 100% renouvelable : une usine à gaz !

Il n’y a plus de site disponible pour réaliser en France de nouvelles grandes installations hydrauliques dans les massifs montagneux ni sur les côtes. Et gérer l’intermittence par des turbines à gaz naturel (méthane) ne serait pas cohérent avec l’objectif français affiché d’indépendance énergétique et de « zéro émission nette de CO2 en 2050 ».

Dans l’hypothèse d’un futur mix électrique 100% renouvelable adossé à l’hydrogène, il s’agit donc de maintenir en permanence l’équilibre entre la consommation et la production d’électricité aléatoirement variable, voire intermittente, des éoliennes et des panneaux photovoltaïques (PV).

Pour assurer cette égalité, il est prévu des stockages transitoires via des batteries et de l’hydrogène pour les périodes de faible production de ces deux sources d’énergies fatales.

L’hydrogène serait obtenu par de gigantesques parcs d’électrolyseurs, stocké dans d’immenses cavités à trouver on ne sait où, puis reconverti ensuite en électricité (« Power-to-Power ») par de puissantes piles à combustible (PAC).

Le maximum de production solaire se situe l’été (le jour uniquement), alors que la production chaotique éolienne (terrestre ou en mer) est maximale en automne et en hiver, avec parfois de longues périodes de vents faibles.

Une telle stratégie conduirait dans une catastrophique impasse ruineuse si elle devait être suivie car elle se heurterait à un mur financier et à des impossibilités physiques, dont un volume inexistant en France pour le stockage requis d’hydrogène.

A titre de comparaison, les 63 gigawatts (GW) du parc nucléaire français (jusqu’à la fermeture de Fessenheim) produisaient annuellement environ 380 térawattheures (TWh), soit 72% de la production d’électricité.

En 2050, pour pouvoir consommer la même quantité d’électricité qu’en 2017 pris en référence, et avec les hypothèses optimistes effectuées par l’Académie des technologies[1], il faudrait multiplier par 20 la production éolienne (473 TWh au lieu de 24 TWh), et par 10 le solaire photovoltaïque (91 TWh au lieu de 9,2 TWh), en l’absence d’électricité d’origine nucléaire.

Au total, il faudrait environ 384 GW de moyens alternatifs (221 GW de renouvelables + 12 GW de batteries + 100 GW d’électrolyseurs + 51 GW PAC) pour se substituer à la production de 63 GW de nucléaire.

Un système complexe et dangereux

Sur une année, environ 38 TWh doivent être stockés et déstockés pour le lissage quotidien par 12 GW de batteries.

L’énergie à stocker sous forme d’hydrogène atteint 50 TWh, permettant au gigantesque parc de 51 GW de PAC) de produire jusqu’à 20 TWh d’électricité sans « recharger » (soit près de 15 jours de consommation).

L’énergie maximale à stocker peut être très importante un jour de faible consommation et de forte production éolienne et solaire.

Avec les hypothèses de l’Académie des technologies, la puissance d’absorption du parc d’électrolyseurs a été limitée à 100 GW (tout de même !) car le temps équivalent de fonctionnement à pleine capacité (appelé « facteur de charge ») d’électrolyseurs additionnels serait faible. Ces derniers ne fonctionneraient qu’une vingtaine de jours par an.

Les puissances installées d’électrolyseurs et de piles à combustible seraient peu utilisées, avec un facteur de charge de respectivement 21% et 11%.

De plus, les propriétés de l’hydrogène (propension à fuir en raison de sa petite taille, large domaine d’inflammabilité, faible énergie d’ignition et faculté à détoner) le rendent particulièrement dangereux dans les espaces confinés ou semi-confinés (points hauts ou recoins des réservoirs, plafonds...). En présence d’hydrogène, le risque d’explosion est permanent.

Il ne s’agit donc pas d’une « transition énergétique », mais d’une « rupture énergétique » hasardeuse vers un nouveau système dont la faisabilité physique et financière invraisemblable saccagera certainement l’actuel système électrique français.

Un système ruineux

Lorsque la production éolienne et solaire dépasse la consommation, certains considèrent que cette électricité excédentaire est gratuite.

Or, c’est faux.

Les producteurs de ces excédents ne les offrent pas gratuitement. Ils les vendent au coût moyen actualisé (LCOE – Levelized Cost of Electricity) estimé par l’Académie des technologies à 60 €/MWh en 2050 pour l’éolien et le solaire (il est beaucoup plus élevé aujourd’hui).

En effet, si une partie de l’électricité produite était cédée gratuitement, alors le solde vendu devrait l’être à un prix plus élevé que le LCOE pour que la production reste rentable.

Ou bien cette « gratuité » devrait être compensée par des subventions prélevées sur des taxes et des impôts supplémentaires payés par les Français.

Au total, en 2050, le coût de revient des 423 TWh consommés issus des 564 TWh éoliennes et des PV (hors hydraulique et bioénergie), et régulés par des batteries et de l’hydrogène, serait au minimum de 74 Md€ annuel (voir les calculs en annexe), soit 175 €/MWh, soit encore entre 4 et 5 fois le prix actuel du marché d’environ 40 €/MWh.

Si la production d’électricité issue des éoliennes et des PV (estimée à 60 €/MWh) était consommée directement (sans stockage ni pertes), le coût des 423 TWh serait de 25,4 Md€.

En ordre de grandeur, la chaîne de stockage et de conversion triple donc le prix de l’électricité consommée. 

Ce coût de 175 €/MWh de ce mix 100% renouvelable adossé à l’hydrogène ne prend pas en compte :

  • - le renforcement nécessaire des infrastructures des réseaux de transport et distribution de l’électricité,
  • - l’investissement et l’exploitation de grandes infrastructures de stockage et transport de l’hydrogène,
  • - les problèmes d’implantation de ces immenses installations solaires et éoliennes, et des éléments de la chaîne hydrogène (électrolyseurs et piles à combustible),
  • - et la faible fiabilité d’un tel système énergétique d’une grande complexité dont l’effondrement serait catastrophique au niveau national.

Les études étrangères confirment

De nombreuses études françaises et étrangères d’organisations réputées concluent également que la transformation d’énergie électrique en hydrogène pour stocker des excédents de production d’électricité n’est pas pertinente.

- L’étude du National Renewable Energy Laboratory (NREL) américain consacrée à la production et au stockage d’énergie renouvelable conclut : « le déploiement limité de l’hydrogène comme moyen de stockage, et une grande incertitude sur les perspectives de réduction des coûts et l’amélioration des performances du stockage, ont conduit à écarter l’hydrogène en tant que technologie de stockage d’énergie de base ».

- Le Fraunhofer Institute for Systems and Innovation Research et le Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems qui ont réalisé une « hydrogen roadmap for Germany » concluent que l’Allemagne n’a pas besoin de se préoccuper de stockage d’électricité du fait de sa position centrale. Il lui suffirait d’exporter son électricité excédentaire, et d’importer en cas de déficit.

Consciente des  limites de la production d’hydrogène à partir d’énergies renouvelables produites sur son territoire, l’Allemagne envisage même d’importer l’hydrogène... Mais l’absence d’offre et l’importance des coûts de transport à longue distance de l’hydrogène rendent cette solution illusoire. 

- L’Agence Internationale de l’Energie (AIE) souligne le défi posé par le faible rendement de la chaîne de conversion et rappelle les capacités limitées des formations salines pour le stockage d’hydrogène ainsi que l’absence de qualification des aquifères et champs gaziers « déplétés » (épuisés).

L’AIE prévoit une augmentation du rôle de l’électricité dans la consommation finale d’énergie dans les secteurs de l’industrie, des transports et des bâtiments au cours de la période allant jusqu’en 2040, pour établir une « économie propre et circulaire » en Europe.

- France Stratégie, un organisme placé auprès du Premier ministre, souligne aussi l’avenir incertain de l’hydrogène : « les défis à relever restent nombreux avant que ce gaz puisse pénétrer dans notre quotidien : il reste très cher à produire sans émissions de CO2, et sa forte explosivité rend son utilisation délicate ».

Conclusion

L’électrification des usages avec une électricité décarbonée est essentielle à l’atteinte des objectifs de décarbonation de la France et de l’Europe.

Cependant, un mix électrique 100% renouvelable avec des batteries et de l’hydrogène pour réguler la production montre rapidement ses limites techniques et financières rédhibitoires.

Un tel système n’est pas possible en France.

Malheureusement, si pour des raisons idéologiques ou électorales, la France décidait de s’engager dans la voie ruineuse d’une production massive d’hydrogène décarboné pour d’autres usages tels que la mobilité et le chauffage, alors l’électrolyse de cet hydrogène nécessiterait une grande quantité d’électricité stable à bas prix,… comme sait le faire le nucléaire.

En résumé, que l’hydrogène soit envisagé comme stockage transitoire pour atteindre un impossible mix électrique 100% renouvelable, ou pour d’autres usages énergétiques (mobilité, chauffage,…), ses graves inconvénients et la grande quantité d’électricité nécessaire à sa production soulignent encore plus les avantages du nucléaire bon marché, décarboné, et sûr pour la décarbonation de la France et de l’Europe.

A cause de ses défauts rédhibitoires, l’hydrogène, qu’il soit produit ou non par électrolyse, est le meilleur allié du nucléaire !

 

ANNEXE :

Calculs des coûts à partir de données issues d’une étude de l’Académie des technologies « L’hydrogène peut-il permettre un mix électrique 100 % renouvelable ? » paru sur Enerpresse le 9 juillet 2020 et des chiffres de l’ADEME.

Pour aboutir à la consommation de 423 TWh en 2050 (égale à celle de 2017, hors hydraulique et biomasse), le coût total de production est égal à la somme des coûts suivants :

1) De la production de 564 TWh (solaire + éolien) au prix optimiste de 60 €/MWh, soit 33,8 milliards d’euros (Md€).

2) Des 51 TWh restitués par la chaîne hydrogène + PAC.

Selon l’ADEME, le coût de l’électrolyse serait de 107 €/MWh et celui de la pile à combustible de 213 €/MWh (hors coût de l’électricité), auquel il faut ajouter les 20 €/MWh de transport de l’électricité vers les électrolyseurs.

Le montant annuel des 186 TWh à électrolyser serait donc de 23,6 Md€ et le montant des 51 TWh restitués par la PAC est de 11 Md€.

3) Des 38 TWh du stockage-déstockage quotidien par batteries à raison de 68 €/MWh, soit  2,6 Md€.

4) Des pertes de 10% de 38 TWh (3,8 TWh) dont la production coûte 60 €/MWh, soit 0,23 Md€.

5) Du service du transport et du stockage de l’hydrogène. Pour le gaz naturel, il est de 7 €/MWh. Mais, l’énergie calorifique de l’hydrogène étant trois fois moindre, il faut retenir 21 €/MWh stocké s’appliquant à 127 TWh (127 TWh x 40% = 51 TWh issus des PAC), soit 2,7 Md€.

(Ce prix de 7 €/MWh est le prix actuel des coûts d’exploitation pour un réseau amorti, mais pour un nouveau réseau de transport et de stockage d’hydrogène, ce prix serait plus élevé).

Au total, le coût de revient des 423 TWh consommés (hors hydraulique et bioénergie) serait au minimum de 74 Md€ annuel, soit 175 €/MWh, soit entre 4 et 5 fois le prix moyen actuel du marché de d’environ 40 €/MWh).

Au final, le coût d’un système électrique 100% renouvelable utilisant l’hydrogène comme stockage transitoire et ses graves inconvénients soulignent les avantages du nucléaire bon marché, décarboné, et sûr pour décarboner la France (dont la production  d’électricité est déjà décarbonée à 90%  principalement grâce… au nucléaire) et l’Europe.

 

[1] « L’hydrogène peut-il permettre un mix électrique 100 % renouvelable ? » paru sur Enerpresse le 9 juillet 2020.

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