Dans l’hydrogène, la Chine caracole en tête. Alors que dans le monde, les capacités d’électrolyse déployées ont atteint les 1,1 GW à fin octobre 2023 (+60 % en un an), c’est la Chine qui dispose des plus grandes capacités, avec 610 MW installés selon le rapport Hydrogen Insights publié en décembre par l’Hydrogen Council. Pour décarboner sa raffinerie Tahe Refining & Chemical, le pétrolier et chimiste chinois Sinopec a mis en service en juin 2023 la puissante unité de production d’hydrogène vert dans le monde dans la province du Xinjiang, le projet Kuqa. D’une puissance de 260 mégawatts (MW) d’électrolyse, l’unité doit produire 20 000 tonnes d’hydrogène vert par an en rythme de croisière. Les débuts sont plus que laborieux. Le site n’a produit que 2000 tonnes d’hydrogène en six mois ! Et ce sont les électrolyseurs, chinois, qui sont en cause.
Fournis par trois fabricants, Cockerill Jingli (120 MW), Longi (80 MW) et Peric (60 MW), ces électrolyseurs rencontrent chacun leurs propres problèmes techniques, mais tous ont un problème commun lié à leur flexibilité, expliquait dès novembre un analyste de BloombergNEF (BNEF), Xiaoting Wang. Si l’installation a fonctionné à moins d'un tiers de sa capacité installée, ce serait en raison de dispositifs de sécurité manquants dans la conception du système et des rendements inférieurs à ceux promis, explique l’expert de BNEF. Les électrolyseurs chinois, de technologie alcaline, ne géreraient pas correctement l’intermittence des renouvelables. L’unité étant alimentée par un parc de 300 MW de photovoltaïque.
Un problème général de maturité des technologies
Or, alors que les trois fabricants ont promis une plage de fonctionnement de 30 à 100 % du rendement nominal, capable donc de s’adapter à de plus faibles quantités d’électricité, la plage de fonctionnement réelle serait plutôt de 50-100%, selon l’expert de BloombergNEF. Les constructeurs ont bien été obligés de le reconnaitre, et proposent un correctif assez radical. « Lorsque la production d’électricité est plus faible que prévu – par exemple, lors d’une journée nuageuse – il est préférable pour la sécurité et la stabilité [de l’installation] de fermer certains équipements afin de s’assurer que d’autres peuvent fonctionner à pleine charge », a expliqué le président de Longi Green Energy Technology à l’expert de BNEF. Les constructeurs cherchent une autre parade et, selon un article du South China Morning, paru début janvier et relayé par Enerpresse, la pleine capacité du site pourrait quand même être atteinte d’ici à deux ans.
Ces déboires industriels ne sont pas une bonne nouvelle. Certes, on savait déjà que les électrolyseurs de technologie alcaline n’étaient pas les mieux adaptés pour produire de l’hydrogène vert à partir d'électricité renouvelable et fonctionnaient mieux en étant connectés à un réseau électrique alimenté de manière stable par des centrales pilotables nucléaires ou thermiques. D’ailleurs, la plupart des fabricants d’électrolyseurs occidentaux, comme le norvégien NEL, l’américain Plug, l'allemand Siemens Energy, les français McPhy ou Elogen, misent sur la technologie de membranes échangeuses de protons (PEM), qui promet d’être plus versatile et s’adapter mieux à l’intermittence des renouvelables.
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Cette technologie a, elle aussi, du mal à passer à l’échelle de plusieurs MW. Et si seuls 4 % des projets de production d’hydrogène bas carbone dans le monde ont atteint le stade du financement, ce n’est pas uniquement par manque de clients prêts à payer plus cher l’hydrogène bas carbone, ou à cause des incertitudes sur la disponibilité et le prix de l’électricité décarbonée, sans parler de manque de foncier pour installer les parcs solaires ou éoliens. «Il y a aussi un sujet de maturité des équipements, et de vrais sujets d’industrialisation des électrolyseurs », a remarqué Catherine MacGregor, la directrice générale d’Engie, début janvier, lors d’une rencontre avec la presse.
De trop belles promesses il y a 3 ans
Avant la ruée vers l’hydrogène bas carbone pour sortir des fossiles, l’efficacité n’était pas la priorité des fabricants d’électrolyseurs qui étaient destinés principalement à des usages dans la pétrochimie, où le cout de l’énergie n’avait pas trop d’importance. L’hydrogène représentait moins de 0,1 % du coût de production d’un fertilisant ou d’un carburant, rappelle un expert de l’hydrogène. Or, aujourd’hui, le prix de l’électricité qu’on injecte pèse pour 60 à 80 % dans le cout de l’hydrogène produit. Et donc chaque point d’efficacité jouera dans la compétitivité des projets. Cette efficacité dépend des choix des matériaux, mais aussi du maintien des performances dans le temps. Or les performances des équipements actuels se dégradent vite. «À l’heure actuelle, aucun fabricant d’électrolyseurs n’a pu démontrer sur le long terme l’efficacité de son électrolyseur », assure un expert technique du secteur. Les Nel, Plug, McPhy et Siemens Energy ne feraient donc pas mieux que les Longi, Peric et autres Cockerill Jingli. Une situation qui n’a rien d’étonnant pour une filière émergente, rappelle néanmoins l’expert. «On est dans une courbe d’apprentissage comme celle quel l’on a pu connaitre dans l’éolien il y a 30 ans».
Interrogé, un fabricant d’électrolyseurs européen ne nie pas le problème. « Nous sommes en train de nous structurer. Nous faisons de la R&D tous les jours pour optimiser la performance de nos électrolyseurs. Et c’est la même chose dans le domaine des piles à combustible. On cherche tous à développer la génération suivante d’équipements qui vont durer plus longtemps ». Plus les électrolyseurs sont utilisés, plus leur consommation d’énergie augmente. L’enjeu est de trouver des matériaux pour les stacks qui permettent de maintenir la performance des électrolyseurs le plus longtemps possible. Les gigafactories en construction, dont quatre en France, seraient d’ailleurs pensées dès le départ pour pouvoir modifier les équipements au fur et à mesure de l’avancée des recherches.
Un marché émergent déjà frileux
Un important travail est aussi effectué sur les outils logiciels qui pilotent ces électrolyseurs, pour gérer au mieux l’intermittence des énergies renouvelables. Dans ce domaine, l’opérateur français Lhyfe, qui a déjà mis en service trois unités de production d’hydrogène vert directement reliées à des sources d'énergie renouvelables, a une longueur d’avance sur les unités produisant 1 à 2 tonnes d’hydrogène par jour. Or «il y a eu une impatience du marché» à lancer de grandes unités de production de plusieurs centaines de tonnes par jour, observe le fabricant d’électrolyseurs, qui reconnait que «l’on a peut-être annoncé des choses un peu trop belles il y a trois ans», lorsque que les premières grandes stratégies hydrogène ont été lancées en Europe.
Une chose est sûre. Alors que la Chine concentre déjà 50 % des capacités de production d’électrolyseurs, les fabricants occidentaux vont réfléchir à deux fois avant d’utiliser les déboires de leurs concurrents dans le projet de Sinopec comme argument commercial. Les électrolyseurs chinois, même peu performants, sont moins chers. Pour justifier la différence de prix, les fabricants occidentaux vont donc devoir mettre les bouchées doubles pour améliorer leur performance. Pour mémoire, seuls 4 % des projets d’hydrogène bas carbone ont fait l’objet d’une décision ferme d’investissement, selon l’Agence internationale de l’énergie. L’inflation sur les prix des matériaux et de l’énergie est une des principales causes. Il ne faudrait pas que des inquiétudes sur les performances ne ferment, à peine ouvert, le marché.
