Le constat est alarmant pour les ambitions européennes de décarbonation de l'industrie, qui misent en bonne part sur l'usage de l'hydrogène : la demande estimée pour 2030 en gaz léger est 8 fois moins importante que les objectifs fixés par le plan européen REpowerEU, soit 2,5 millions de tonnes contre 20 millions prévues. C'est le principal résultat de l’étude Sisyphe menée par l’Institut de recherche et d’études en économie de l’énergie du CEA (I-Tésé) et présentée devant la presse le 13 mars au CEA-Liten, à Grenoble.
Un chiffre obtenu « en se basant sur les projets engagés ou en très bonne voie d'engagement en 2023 », précise Bertrand Charmaison, directeur d’I-Tésé. « C’est le premier message que nous retenons de notre travail : il y a un décalage entre ce qui ressort des projets et les objectifs tels qu’ils sont donnés pour permettre de décarboner nos économies », ajoute-t-il, en rappelant que l’Agence internationale de l’énergie, dans son dernier rapport sur l'hydrogène, avait aussi constaté que parmi tous les projets identifiés au niveau mondial, seuls 4% obtiennent une décision finale d’investissement.
Une bascule compliquée pour les raffineries et les producteurs d'ammoniac
Le deuxième enseignement à tirer de cette étude porte sur les secteurs qui permettront à l’hydrogène d’émerger. « La vision initiale était de se dire qu’il y avait un certain nombre d’industries utilisant de l’hydrogène fossile qui pourront basculer en premier. C’est en particulier le cas des raffineries et des producteurs d’ammoniac », note l’économiste. Or, dans la réalité, les choses sont bien différentes, et ces industriels rencontrent des difficultés d’ordre divers.
Dans le cas des raffineries, par exemple, la tendance est à l’électrification du parc automobile. Certaines de ces raffineries se transforment en bio-raffineries quand d’autres vont probablement fermer. Pour Bertrand Charmaison, « c’est donc difficile pour les raffineurs de faire des investissements extrêmement lourds, qui ne pourront être rentabilisés qu’en dix à quinze ans, si eux-mêmes n’ont pas de certitude sur ce qu’ils seront à ce moment-là ».
Du côté des producteurs d’ammoniac, le problème n’est pas le même. Sur les sites industriels, l’hydrogène est aujourd’hui produit grâce au craquage du méthane, une réaction dont on récupère l’hydrogène mais aussi la chaleur - qui est directement réutilisée. « Si l’on change le processus de production, et qu’on remplace le vaporeformage du méthane pour le remplacer par des électrolyseurs, on n’a plus de chaleur. Il faut donc changer complètement l’usine, ce qui est une décision d’investissement très lourde », indique-t-il.
Une demande tirée par la sidérurgie et le transport aérien
La demande en hydrogène sera donc tirée par deux autres secteurs. Tout d’abord, la sidérurgie, qui fait partie des plus gros émetteurs de CO2. Pour la production d’hydrogène décarbonée, il s'agirait d'arrêter les hauts-fourneaux et de passer à un procédé de réduction directe de fer (direct reduction of iron - DRI), qui fonctionne à partir d’hydrogène ou de méthane. Le transport aérien devrait aussi faire appel au gaz léger, à travers le développement des carburants durables d’aviation (les SAF), produits à partir d’hydrogène et de CO2.
« La réglementation européenne a évolué ces dernières années avec des obligations d'insertion qui devront être remplies par les compagnies aériennes qui opèrent en Europe. On a à la fois un seuil minimum obligé de carburant aérien durable et un seuil minimum obligé de e-fuels. Et donc ça, ça tire énormément la demande pour cet hydrogène de synthèse et les molécules dérivées », détaille Bertrand Charmaison.
Une réglementation floue
Enfin, selon le spécialiste, « le troisième grand message porte sur les freins identifiés par les industriels eux-mêmes : pourquoi n’y vont-ils pas alors qu’il y a beaucoup de plans, beaucoup d’argent sur la table ? Et qu’est ce qui pourrait les faire changer pour lancer ces projets nécessaires ? ». Ces freins sont de trois ordres : le premier est d’ordre réglementaire. « Au moment de nos entretiens, en 2023, la réglementation était en effet assez floue, et changeante, et les industriels avaient énormément de mal à se positionner. La situation commence à se stabiliser néanmoins », affirme-t-il.
D’autant qu’au même moment, aux Etats-Unis, sortait l’Inflation Reduction Act, vue par les industriels comme simple et très incitative. « Aux Etats-Unis, par exemple, dès lors que l’hydrogène que vous produisez a un contenu carbone inférieur à un certain seuil, les aides peuvent aller jusqu’à 3 dollars le kg produit sur dix ans. Cela amène à un hydrogène extrêmement compétitif sur la durée », illustre Bertrand Charmaison. C’est là le deuxième frein mis au jour : le besoin des industriels d’avoir des mécanismes de soutien stables, simples et qui les aident dans la durée, pour garantir la compétitivité de l’hydrogène et des molécules dérivées face aux alternatives fossiles.
Un accès physique à la ressource compliqué
Le troisième frein, lui, porte sur l’accès physique à la ressource. Si les industriels basculent sur des procédés à l’hydrogène, ils auront besoin soit de produire cet hydrogène sur place, soit de le faire venir. Sauf qu’aujourd’hui, « il n’y a pas d’infrastructure, ou de pipeline d’hydrogène en Europe. Il y a des plans mais pas de certitude sur le moment et l’endroit où ils seront développés. Quant à l’importation, les projets ont aussi du mal à sortir des tiroirs », détaille le chercheur.
La production sur site n’est pas plus facile : elle nécessite d’avoir accès à des quantités d’électricité bas carbone importantes. « Quelle sera la disponibilité de l’électricité bas carbone compétitive ? Quelle sera la possibilité d’avoir le réseau nécessaire face à la grande consommation des électrolyseurs ? », questionne Bernard Charmaison, qui note également des incertitudes autour des électrolyseurs eux-mêmes : « la technologie d’électrolyse est bien maîtrisée, mais sur des électrolyseurs de petite taille. Il va falloir passer à l’échelle avec des électrolyseurs de taille beaucoup plus large. Y’aura-t-il assez d’usines pour produire ces électrolyseurs ? »
Développer l'électricité bas-carbone
Face à ce constat, et forts de leurs entretiens avec les industriels, les chercheurs d’I-Tésé ont identifié trois principaux leviers. Le premier repose sur un développement de l’électricité bas-carbone en Europe encore plus rapide que prévu, que ce soit des renouvelables ou du nucléaires, mais aussi des réseaux. « Il faudra sans doute aussi anticiper des développements de réseaux car l’installation de lignes à haute tension prend du temps », préconise l’économiste. Deuxième levier : assurer le passage à l’échelle des installations industrielles, notamment des électrolyseurs. « Il y a besoin de continuer à faire de la R&D appliquée sur les électrolyseurs afin de dérisquer les industriels sur cet aspect technologique », souligne Bertrand Charmaison.
Enfin, le dernier point porte sur la clarification et la simplification des mécanismes de support. « Il y a beaucoup d’argent sur la table, mais aujourd’hui les industriels sont aussi en demande de choses plus simples, plus massive, qui aident à supporter les coûts d'exploitation, c’est très important », d’après le directeur d’I-Tésé, qui conclut : « Cela va être compliqué de tenir les objectifs pour 2030, mais, avec des leviers assez forts, s’ils sont bien utilisés, on doit pouvoir rattraper la trajectoire et se rapprocher des niveaux nécessaires pour décarboner notre industrie et éviter de désindustrialiser au niveau européen. »
