Le soutien à l'innovation à l'échelle de l'Union européenne, clé du succès du développement de l'électrolyse en Europe

La transformation de l’électricité en un autre vecteur énergétique (Power to X, PtX), dont les produits sont également connus sous le nom de gaz ou carburants de synthèse, est indispensable à la transition énergétique. Elle sera nécessaire partout où l'électrification directe du système énergétique est limitée - notamment dans l'aviation et dans une série d'applications industrielles, pour la production de chaleur industrielle ou de matière première ainsi que le stockage à long terme. Les carburants de synthèse durables ont un dénominateur commun : l'hydrogène produit à partir d'électricité renouvelable par électrolyse de l'eau.

Même si des prix de l'électricité bas sont déterminants pour la compétitivité de l'électrolyse, il est généralement admis que l'investissement nécessaire dans l'électrolyseur contribue considérablement au coût global de l'hydrogène renouvelable. Selon l'AIE (2019), le niveau d'investissement (CAPEX) est aujourd'hui au miminum de 500 USD/kWe pour les électrolyseurs alcalins (voir tableau 1 dans notre document de référence ci-dessous). Ces données proviennent de diverses sources, notamment de la société allemande NOW GmbH (National Organisation Hydrogen and Fuel Cell Technology) ainsi que de notre propre publication sur le coût futur des combustibles synthétiques à base d'électricité (Agora Verkehrswende, Agora Energiewende et Frontier Economics 2018).

Or des estimations de coûts plus récentes de Bloomberg New Energy Finance (BNEF) commencent à contester cette conclusion. Dans un résumé public de cette analyse, BNEF (2019) note que les fabricants chinois ont pu produire des électrolyseurs alcalins à faibles coûts, de l'ordre de 200 USD/kWe.

L'IRENA (2019) a également publié plus récemment des données concernant les investissements dans les électrolyseurs alcalins qui correspondent bien à la moyenne de l'AIE mentionnée ci-dessus, tout en incluant également un diagramme avec une estimation des coûts actuels de production d'hydrogène renouvelable basée pour le "meilleur cas" sur un électrolyseur au faible coût de 200 USD/kW associé aux fabricants chinois.

Ainsi, l'IRENA et BNEF s'accordent pour dire que les fabricants chinois dominent le marché mondial des électrolyseurs alcalins en termes de coûts, bien que les produits chinois ne semblent pas entièrement compétitifs en termes de fiabilité et de qualité. Cela soulève la question de la vitesse à laquelle le coût des électrolyseurs des fabricants occidentaux peut converger vers le niveau des coûts chinois. BNEF pense que cela est possible d'ici 2030 (voir graphique). L'investissement minimum serait alors de 115 USD/kW, représentant moins d'un tiers de ce que l'AIE - et bien d'autres projections actuellement en circulation - estime être le montant minimum des investissements pour 2030.

Comment une telle réduction des investissements pourrait-elle se concrétiser ? Selon BNEF, par "une combinaison d'économie d'échelle, d'automatisation et de déplacement de la production vers les pays où la main d'oeuvre est moins chère". Cette baisse des coûts permettrait de réduire le coût total de production de l'hydrogène à 1,3 USD/kg d'ici 2030, ce qui rendrait l'hydrogène vert renouvelable relativement compétitif par rapport à l'hydrogène bleu produite à partir de gaz naturel avec captage et stockage du carbone (allant de 1,5 à 2,5 USD/kg d'hydrogène environ, voir figure 2 dans le document de référence ci-dessous).

Réduire le coût de l'hydrogène vert grâce au soutien politique

Aujourd'hui, en l'absence d'une tarification suffisamment élevée du carbone, l'hydrogène vert n'est pas encore compétitif par rapport à l'hydrogène produit à partir de combustibles fossiles. Sans un modèle de rentabilisation clair, il est peu probable que les acteurs privés produisent de l'hydrogène vert en quantités significatives, soit au-delà de petits projets pilotes. C'est pourquoi nous recommandons la mise en place d'un soutien politique spécifique à la production d'hydrogène renouvelable sous la forme d'un quota d'hydrogène vert (Agora Energiewende 2019). Ce quota obligerait les fournisseurs de gaz naturel à fournir une part croissante d'hydrogène vert sur le marché, soit par injection dans le réseau de gaz naturel, soit pour d'autres usages directs certifiés. Un tel quota créerait une demande stable d'hydrogène vert et permettrait de couvrir les coûts nécessaires d'apprentissage de la technologie de l'électrolyse.

Il est néanmoins important de tenir compte du problème du "passager clandestin", bien réel. La volonté des pays de prendre part au coût d'apprentissage n'est en effet pas évidente. Certains pourraient préférer éviter d'assumer les coûts d'innovation associés au déploiement précoce de l'hydrogène en attendant simplement que d'autres pays prennent en charge la facture. Ce risque pourrait et devrait être évité au niveau de l'UE en introduisant une initiative de soutien à l'innovation à l'échelle de la communauté dans le "paquet législatif sur la décarbonation du gaz" en cours de discussion. Une telle coopération internationale en matière de soutien à l'innovation serait le meilleur moyen de contrer les comportements visant à bénéficier gratuitement du développement précoce de l'hydrogène vert. Nous recommandons que ce soutien à l'innovation prenne la forme d'une augmentation progressive du quota d'hydrogène vert à l'échelle de l'UE dans le cadre du prochain paquet.

Une question de politique industrielle également

Du point de vue de la politique industrielle, un tel quota aiderait les fournisseurs d'électrolyseurs à se concentrer sur la réduction des coûts et à accroître leur compétitivité. Cela devrait intéresser, entre autres, tous les pays producteurs d'électrolyseurs, y compris la France, l'Italie, le Royaume-Uni et l'Allemagne.

Bien entendu, l'électrolyse ne se limite pas à la technologie alcaline, mature grâce à ses quelque 100 années d'expérience. On peut nommer entre autres le procédé chlore-alcalin. La technologie concurrente de l'électrolyse PEM (Proton-Exchange Membrane, PEM) présente non seulement des avantages en raison de niveaux possibles de pression d'hydrogène plus élevés, mais aussi parce qu'elle nécessite beaucoup moins d'espace qu'un système comparable d'électrolyseur alcalin. En revanche, le PEM est aujourd'hui beaucoup plus coûteux. Et ceci est encore plus vrai pour l'électrolyse SOEC à haute température. La bonne nouvelle, c'est qu'il y a suffisamment de place pour la concurrence entre les différentes technologies de l'électrolyse.

D'autre part, la compétitivité de l'hydrogène vert ne dépendra pas seulement de la réduction des coûts d'investissement. D'abord et avant tout, sa compétitivité dépendra de la disponibilité et du coût de l'électricité renouvelable. Pour ce faire, l'Europe devra également regarder au-delà de ses frontières pour explorer la possibilité d'importer de l'hydrogène vert en provenance de pays à fort potentiel d'énergie renouvelable et aux coûts de production d'électricité renouvelable exceptionnellement bas. La viabilité d'un commerce international à longue distance de l'hydrogène vert dépendra également dans une large mesure de la réduction des coûts des technologies de transport de l'hydrogène - sous forme d'hydrogène liquéfié, d'ammoniac ou de liquide organique porteur d'hydrogène (LOHC). Selon l'AIE (2019), le coût de ces technologies devrait rester relativement élevé, autour de 1 à 2 USD/kg d'ici 2030, ce qui affectera la compétitivité de l'hydrogène vert importé par rapport à l'hydrogène bleu.

En résumé, l'Europe devrait relever le défi de la concurrence imminente de l'Asie pour la fabrication d'électrolyseurs à bas prix, en donnant à ses propres fabricants la possibilité d'étendre, d'apprendre et de réduire leurs coûts assez rapidement pour devenir compétitifs.

Remerciements

Nous remercions Matthias Buck, Philipp Hauser, Frank Peter et Christoph Podewils pour leurs commentaires utiles.