Hydrogène vert : définition et rôle dans la transition énergétique

L'hydrogène vert n'est pas la solution miracle que certains discours médiatiques laissent entendre — mais ce n'est pas non plus un mirage. C'est un outil indispensable et ciblé pour décarboner les secteurs les plus difficiles de l'économie : l'industrie lourde, le transport lourd et le stockage d'énergie. Son déploiement exige lucidité (ne pas l'utiliser là où l'électrification directe est plus efficiente), investissements massifs (électrolyseurs, infrastructures, renouvelables) et coordination internationale (normes, certification, échanges). L'enjeu n'est pas « hydrogène ou pas hydrogène » — c'est « le bon hydrogène, au bon endroit, au bon moment ».

L'hydrogène est l'élément le plus léger et le plus abondant de l'univers. Sur Terre, il ne se trouve pas à l'état libre dans l'atmosphère (il est trop léger et s'échappe). Il est toujours lié à d'autres éléments : dans l'eau (H₂O), les hydrocarbures (pétrole, gaz), la biomasse et les matériaux minéraux.

Pour utiliser l'hydrogène comme vecteur énergétique, il faut le séparer chimiquement de ses composés — ce qui coûte de l'énergie. Le rendement énergétique net dépend donc entièrement de la source d'énergie utilisée pour l'extraction.

Hydrogène gris (ou marron)

Produit par vapocraquage du gaz naturel (methane + vapeur d'eau sous haute température), le procédé dominant actuellement (95 % de la production mondiale). Chaque kilogramme d'hydrogène gris génère environ 9 à 12 kg de CO₂.

Production : ~120 millions de tonnes/an globalement. Coût : environ 1,50 EUR/kg (avant ajustement carbones). Usage : raffinage, chimie fine, engrais azotés.

Le gris est le « statu quo » — on le produit depuis plus d'un siècle — mais c'est un vecteur à fort contenu carbone.

Hydrogène bleu

Même procédé que le gris, mais avec capture et stockage du CO₂ (CCS — Carbon Capture and Storage). Le CO₂ généré est comprimé et injecté géologiquement (puits pétroliers épuisés, formations salines, réservoirs géothermales).

Réduction d'émissions : 50-90 % selon la technologie de capture et l'étanchéité de stockage. Coût : 2-3 EUR/kg (surcoût CCS de 0,50-1,50 EUR/kg). État de maturation : déjà opérationnel sur quelques sites (Canada, Moyen-Orient) ; en extension en Europe.

Enjeu critique : la fiabilité géologique du stockage à très long terme (siècles/millénaires) n'est pas garantie. Une fuite de CO₂ du sous-sol retrouve l'atmosphère.

Hydrogène vert

Produit par électrolyse de l'eau alimentée par électricité d'origine renouvelable (éolien, solaire, hydroélectricité). C'est le seul procédé sans émissions carbone directes.

Processus : 2H₂O + électricité → 2H₂ + O₂

Technologie dominante : électrolyse alcaline (PEM — Proton Exchange Membrane) est en croissance.

Rendement énergétique : 60-75 % (électricité en → hydrogène); c'est-à-dire que pour 100 kWh d'électricité injectée, on récupère 60-75 kWh en contenu énergétique du H₂.

Coût actuel : 5-8 EUR/kg (prime importante du bleu et gris à cause de la cherté de l'électricité verte). Certains projets pionniers en Afrique du Nord ou en Patagonie affichent 3-4 EUR/kg grâce à l'électricité solaire ultra-bon marché.

Émissions associées : proches de zéro si l'électricité vient de renouvelables. Si elle vient du réseau nucléaire français (très bas-carbone), les émissions sont minuscules (inférieur à 0,5 kg CO₂/kg H₂).

Électrolyse alcaline et PEM

Les deux technologies les plus mûres. L'eau et des ions dissous circulent dans une chambre avec deux électrodes (anode, cathode). Le courant électrique sépare les molécules d'eau.

• Rendement : 60-70%
• Température opérationnelle : 80-200°C
• Maturité commerciale : élevée
• Coût équipement : 2 000-3 000 EUR/kW

Électrolyse à haute température

Utilise de la vapeur d'eau et température supérieure à 800°C (souvent couplée à une source de chaleur — réacteur nucléaire, concentrateur solaire).

• Rendement théorique : 80-95%
• État : stade démonstration/pilote
• Intérêt : meilleur rendement énergétique, moins consommatrice d'électricité

Photoélectrolyse

Exploite directement la lumière solaire pour scinder l'eau, sans conversion en électricité intermédiaire. Technologie futuriste, stade recherche.

L'hydrogène vert n'a de sens économique et écologique que dans les secteurs fortement décarbonisés :

Industrie lourde (réducteur)

• Aciérie : remplacer le coke (réducteur de minerai de fer) par H₂ vert. Réduction d'émissions : 45-50% par rapport au procédé haut fourneau classique. Exemple : Arcelor Mittal test en Luxembourg et Belgique
• Chimie : production d'ammoniac (NH₃) pour engrais azotés — actuellement via SMR gris. L'hydrogène vert pourrait diviser les émissions par 3
• Raffinage : traitement des pétroles bruts lourds nécessite H₂. Passage au vert réduirait empreinte carbone

Stockage d'énergie long terme

L'hydrogène vert peut stocker l'excédent de production éolienne/solaire en périodes creuses et être reconverti en électricité en périodes pics (via pile à combustible).

Rendement complet : 30-40% (électricité → H₂ → électricité), inférieur aux batteries (85-90%). Mais applicable à très long terme (saisonnier).

Transport lourd

• Transport routier lourd : camions à pile à combustible H₂, autonomie 500-700 km, recharge en 15-20 min. Projets en déploiement (Hyundai, Nikola). Intérêt : moins cher que batterie électrique pour super-lourds (40 tonnes+)
• Transport aérien et maritime : carburants synthétiques (e-kerosène, e-méthanol) produits à partir de H₂ vert + CO₂ capturé
• Trains : autobus et trains hydrogène testés (Alstom, Siemens). Moins pertinent que électrification directe (rendement supérieur)

Coût et compétitivité

À 5-8 EUR/kg vert contre 1,50 EUR/kg gris, le H₂ vert n'est pas compétitif sans subventions ou prix du carbone élevés (EUR 100-200/tonne CO₂ minimum). Les plans gouvernementaux (France Hydrogène 2030, EU Hydrogen Bank) ciblent convergence à 3-4 EUR/kg à horizon 2030.

Électricité verte suffisante

Pour décarboner les usages énergétiques via hydrogène, il faut énormément d'électricité. Une acérie moyenne consomme 500 MW électrique — équivalent à une ferme éolienne offshore majeure.

Infrastructure de transport et stockage

L'hydrogène comprimé ou liquéfié est corrosif et difficile à stocker (fuites, fragilité matériaux). Les pipelines existants de gaz naturel pourraient être adaptés (mélange H₂/méthane possible), mais investissements colossaux requis.

Certification et traçabilité

Actuellement, le marché manque de normes certifiant l'hydrogène « vert » (quelques initiatives EU émergeantes). Risk : greenwashing et importation de « faux vert » produit avec électricité fossile.

La France Hydrogène 2030 (lancée 2023) vise :

• 6,5 GW d'électrolyseurs installés à 2030 (contre 0,3 GW actuels)
• Production de 50 000 tonnes H₂ vert/an (vs ~100 tonnes 2023)
• Investissements publics et privés : 9 milliards EUR
• Secteurs cibles : raffinage, chimie fine, acier (Dunkerque), transport

L'UE alloue via l'EU Hydrogen Bank et le Recovery Fund des milliards pour soutenir projets pilotes.

L'hydrogène vert est un outil légitime pour décarboner les 15-20 % d'usages énergétiques non électrifiables (industrie très lourde, aviation, stockage long terme). Son déploiement exige trois conditions : (1) électricité verte massif, (2) réduction de coûts via économies d'échelle et innovation, (3) création de marchés régulés et traçables. Le gris demeure dominant car établi et bon marché ; le bleu est transition pragmatique ; le vert est la cible, mais pas avant 2030-2035 pour un vrai déploiement économique. Surtout : l'hydrogène n'est pas une raison de repousser l'électrification directe (chauffage, transport léger) où elle est plus efficiente. La vraie stratégie est sobriété énergétique d'abord, électrification directe ensuite, hydrogène pour le reste.