La Revue de l'Énergie publie un Hors-Série consacré aux scénarios possibles pour la consommation et la production d'hydrogène décarboné dans l'Union Européenne (UE), conformément à ses objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Dans les scénarios "zéro émission nette" présentés par la Commission européenne[1], la part de l’hydrogène et de ses produits dérivés dans la consommation finale totale atteint environ 20 % en 2050, contre moins de 3 % aujourd’hui [2]. L'hydrogène pourrait ainsi devenir le deuxième principal vecteur énergétique, après l’électricité, pour la décarbonation de la consommation d’énergie dans les secteurs d’utilisation finale.
Demande et production de méthane et d’hydrogène dans l’Union européenne, 2019-2030-2050 - Sources : Scénario de développement durable de l’AIE pour les données sur le méthane et analyse des auteurs pour l’hydrogène. La production « grise » est une production d’hydrogène émettrice de CO2)
Les auteurs du document estiment que la demande totale potentielle d’hydrogène et produits dérivés pourrait atteindre 60 millions de tonnes (Mt) d’ici 2050 dans l'UE, soit bien plus que l’utilisation industrielle actuelle. En raison de contraintes liées aux ressources et de choix technologiques, la production intérieure d’hydrogène décarboné ne pourra répondre qu’à 20% de la demande d’hydrogène prévue en 2030 et moins de 50 % en 2050.
En 2030, la quantité annuelle d’hydrogène décarboné produite à partir d’électrolyseurs dans l’UE d’ici 2030 devrait être inférieure à 3 MtH2 (100 TWh); la quantité produite à partir de vaporeformage du méthane complété par du CUSC à cette date n’a pas été quantifiée dans l'étude.
2050, l'importation énergétique aura un rôle important à jouer en 2050. Cela est d'ailleurs le cas aujourd’hui, puisque l'UE est un importateur net d’énergie avec plus de 80% du méthane qu’elle utilise et 95 % de son pétrole. Concernant l'importation d'hydrogène pour les systèmes énergétiques à cet horizon, la fourchette des estimations des volumes potentiels est large en raison des incertitudes qui pèsent sur l'offre (liées essentiellement à la capacité de déployer des électrolyseurs) et sur la demande. Comme l’indique la figure ci-dessus, l'étude donne une fourchette globale d’importations possibles comprises entre 18 et 50 Mt, soit 600 à 1 670 TWh. Avec une capacité d’électrolyseurs de 500 GW en 2050, la production décarbonée d’hydrogène couvrirait un peu moins de la moitié de la demande totale de 60 Mt.
Les implications sont très différentes pour les pays exportateurs et pour la rentabilité des infrastructures.
Le besoin d'infrastructure en dehors de l'UE pour accompagner une telle transition est en effet colossale même si l'on essaie de s'appuyer le plus possible sur les infrastructures existantes. Environ 900 milliards de dollars au cours des trois prochaines décennies seraient nécessaires pour développer les infrastructures de production et de transport pour l’importation:
500 Mdr$ dans des usines de production d’hydrogène (électrolyseurs, vaporeformage du méthane avec Captage, utilisation et stockage du CO2 (CUSC) et usines de pyrolyse), dans des centrales éoliennes et solaires photovoltaïques associées et dans l’approvisionnement en gaz.
250 à 500 Mdr$ pour les pipelines, les terminaux portuaires et les navires.
A cela, s'ajoute le besoin en infrastructure à l'intérieur de l'UE. Par conséquent, l’accès à un financement à faible coût va jouer un rôle clé dans la plupart des projets.
D'une façon plus générale, le document met en évidence les conditions à réunir pour permettre le développement de cette économie de l'hydrogène.
Parmi elles, nous relevons:
La conception de politiques nationales et européennes visant à apporter clarté et visibilité aux investisseurs, tant à l’intérieur qu’à l’extérieur de l’UE avec notamment l'élaboration d’une feuille de route commune avec des étapes concrètes;
Un ensemble de normes et de réglementations bien conçues, claires et stables, tant pour les pays exportateurs que pour les pays importateurs, afin de garantir le respect des conditions relatives aux émissions de CO2 sur le cycle de vie.
Et cela va de soi, pour financer cette transition allant vers un coût de l'énergie nettement plus élevé, il faudra réfléchir encore à la façon de mettre en place un modèle économique qui intègre, d'une façon ou d'une autre, le coût du carbone. Il s'agit là d'une véritable rupture.
Références
[1] Commission européenne, Le contrat vert européen COM/2019/640 Final (2019)
[2] Pour donner des ordres de grandeur, les auteurs ne précisent pas s'il s'agit de la consommation d’hydrogène à des fins énergétiques ou bien si le pourcentage inclut l’utilisation de l’hydrogène en tant que matière première.