Dihydrogène

Afin de tester la présence de dihydrogène, on approche une bûchette enflammée d'un tube à essai contenant du dihydrogène. La réaction chimique de combustion du dihydrogène avec le dioxygène de l'air, amorcée par la source de chaleur, produit un bruit caractéristique appelé « jappement » ou « aboiement ».

La combustion du dihydrogène dans le dioxygène, qui produit de l'eau, est 2 H₂ (g) + O₂ (g) → 2 H₂O (l). Elle est particulièrement violente (voir test de reconnaissance) et très exothermique : son pouvoir calorifique est de 141,86 MJ/kg [ou 141,79 MJ/kg] (à 25 °C [ou 15 °C] sous 1 atm), soit une enthalpie de combustion standard, à 25 °C, de −285,84 kJ/mol, à 100 °C, de −283,45 kJ/mol (H₂ gazeux, O₂ gazeux, mais H₂O liquide, comme pouvoir calorifique supérieur ou PCS), mais de 120,1 MJ/kg [ou 119,93 MJ/kg], soit une enthalpie de combustion, à 100 °C, de −242,8 kJ/mol (H₂ gazeux, O₂ gazeux, H₂O vapeur, comme pouvoir calorifique inférieur ou PCI, en comptant 40,660 kJ/mol pour la vaporisation de l'eau à 100 °C), contre, par exemple, seulement 49,51 MJ/kg pour le butane. Cette propriété en fait un carburant de choix pour les engins spatiaux mais rend son stockage dangereux.

La même oxydation plus lente est utilisée pour produire du courant électrique dans les piles à combustible.

Le dihydrogène gazeux est un mélange de deux types de molécules isomériques qui diffèrent l'une de l'autre par le spin de leurs noyaux atomiques. Ces deux formes sont appelées ortho- et para-hydrogène, et la forme ortho (spins parallèles, état triplet) correspond à un état excité qui n'existe pas à l'état pur. Dans les conditions normales de température et de pression, par excitation thermique, l'hydrogène est composé à 75 % de la forme ortho et à 25 % de la forme para. À 77 K le mélange à l'équilibre (atteint spontanément en plusieurs jours, mais en quelques heures avec des catalyseurs) est à 50 %. À très basse température, la forme ortho se transforme entièrement en l'état para (spins antiparallèles, état singulet) avec le temps. Les deux formes ont des niveaux énergétiques légèrement différents et donc des propriétés physico-chimiques légèrement différentes. Par exemple, le point de fusion et le point d'ébullition du para-hydrogène sont environ 0,1 K plus bas que ceux de l'ortho-^{[réf. nécessaire]}.

La production d'hydrogène fait appel à de nombreux procédés distincts, l'atome d'hydrogène formant nombre de molécules (eau, hydrocarbures, sucres, etc.).

En 2015, l'hydrogène est produit industriellement par divers procédés[18] :

• pour 49 % par vaporeformage à partir d'hydrocarbures (en particulier à partir de méthane, voir Reformage du méthane) ;
• pour 29 % par oxydation partielle du pétrole ;
• pour 18 % par gazéification du charbon  ;
• pour 4 % par électrolyse de l'eau.

D'autres procédés sont aussi à l'étude, à partir du craquage ou de l'oxydation partielle, qui a l'avantage d'être exothermique^{[réf. nécessaire]}.

Historiquement, au XIX^e siècle, le dihydrogène était obtenu par émission de vapeur d'eau (H₂O) dans un tonneau rempli de limailles et copeaux de fer[19]. La vapeur d’eau oxydait le métal, créant d'un côté l’oxyde de fer, libérant du dihydrogène de l'autre. Ce dernier sortait ensuite du tonneau, où il était filtré dans un autre tonneau rempli d’eau, puis stocké directement dans un aérostat. Ce dispositif permettait à l’armée de gonfler n’importe où et en quelques heures un ballon d'observation.

Production d'hydrogène par vaporeformage.

Le vaporeformage d'hydrocarbures est le procédé qui, au début du XXI^e siècle, est le plus utilisé au niveau industriel. Son principe repose sur la réaction d'hydrocarbures (méthane…) en présence de vapeur d'eau et de chaleur. La réaction globale s'écrit :

${\displaystyle \mathrm {C} _{n}\mathrm {H} _{m}+2n\;\mathrm {H} _{2}\mathrm {O} \longrightarrow ({\frac {m}{2}}+2n)\;\mathrm {H} _{2}+n\;\mathrm {CO} _{2}}$.

Le rendement énergétique est de l'ordre de 40 à 45 % dans certaines installations^{[réf. nécessaire]}. En pratique industrielle, il est nécessaire d'accélérer la réaction au moyen de catalyseurs ou de brûleurs. Elle a l'inconvénient de produire du dioxyde de carbone, un gaz à effet de serre.

Des technologies catalytiques, ou plus novatrices telles que les reformeurs à plasma, sont actuellement à l'étude.

L'électrolyse de l'eau est une technologie qui consiste à faire passer un courant électrique (continu) dans de l'eau (à laquelle on a préalablement ajouté un électrolyte comme la soude caustique) afin d'obtenir la dissociation des molécules d'eau en dihydrogène et dioxygène.

Réaction à l'anode :

2 H₂O (l) → O₂ (g) + 4 H⁺ (aq) + 4 e⁻.

Réaction à la cathode :

4 H₂O (l) + 4 e⁻ → 2 H₂ (g) + 4 HO⁻ (aq).

Réaction dans l'eau :

4 H⁺ (aq) + 4 HO⁻ (aq) → 4 H₂O (l).

Réaction globale :

2 H₂O (l) → 2 H₂ (g) + O₂ (g)

où (l), (g) et (aq) signifient respectivement « en phase liquide », « en phase gazeuse » et « en solution aqueuse ».

Cette technologie nécessite de grandes quantités d'électricité. Selon l'Ademe en 2020, le rendement de la chaîne hydrogène en Power-to-H2-to-Power est de 25 %, tandis que celui des batteries électriques est de 70 %[20]. Elle est donc relativement peu utilisée.

La réaction d'oxydation partielle d'hydrocarbures est une combustion « riche » dans le sens où l'on vise la production d'un gaz riche en dioxygène H₂ et monoxyde de carbone CO (gaz de synthèse) ; au lieu des produits « classiques » CO₂ et H₂O.

La réaction s'écrit :

${\displaystyle \mathrm {C} _{n}\mathrm {H} _{m}+{\frac {n}{2}}\mathrm {O} _{2}\longrightarrow {\frac {m}{2}}\mathrm {H} _{2}+n\mathrm {CO} }$.

La plupart du temps, on utilise l'air comme comburant. On a alors :

${\displaystyle \mathrm {C} _{n}\mathrm {H} _{m}+{\frac {n}{2}}\mathrm {O} _{2}+{\frac {3,76}{2}}n\mathrm {N} _{2}\longrightarrow {\frac {m}{2}}\mathrm {H} _{2}+n\mathrm {CO} +{\frac {3,76}{2}}n\mathrm {N} _{2}}$.

La réaction est exothermique, elle émet de la chaleur : par exemple, l'enthalpie de la réaction avec le méthane est de −35,7 kJ/mol.

Tout comme la réaction de vaporeformage, il est nécessaire de catalyser la réaction.

L'intérêt de la réaction d'oxydation partielle réside dans son caractère exothermique (contrairement à la réaction de vaporeformage) qui permet d'aider la catalyse (élévation de température).

L'inconvénient majeur réside dans le fait que les pourcentages de H₂ sont inférieurs à ceux obtenus par vaporeformage, à cause de la présence majoritaire de l'azote de l'air. De plus, il y a un risque d'obtenir des NO_x.

On produit du dihydrogène par action d'un acide sur un métal. Exemple :

${\displaystyle {\rm {2H^{+}(aq)+Fe(s)\longrightarrow Fe^{2+}(aq)+H_{2}(g)}}}$.

On peut également produire du dihydrogène par la réaction d'hydroxyde de sodium avec de l'aluminium, selon la formule :

${\displaystyle {\rm {2Al(s)+6H_{2}O(l)+2OH^{-}(aq)\longrightarrow 2Al(OH)_{4}^{-}(aq)+3H_{2}(g)}}}$.

Certaines cyanobactéries peuvent décomposer chimiquement l'eau en oxygène et hydrogène à l'aide de réactions photosynthétiques. Cela permettrait de produire de l'hydrogène à l'aide d'énergie solaire. Des recherches sont en cours dans ce domaine, notamment en génie génétique.

L'hydrogène produit sur Terre naturellement, par opposition à l'hydrogène produit artificiellement par reformage d'hydrocarbures ou par électrolyse, est dit hydrogène naturel, hydrogène natif ou hydrogène blanc (dénomination commerciale)^{[réf. nécessaire]}.

La répartition, les capacités de production et les mécanismes physicochimiques de ses sources ou gisements font encore l'objet d'études exploratoires, au début du XXI^e siècle. Ainsi, en avril 2019, le projet de recherche sen4H2 a été lancé et cofinancé par l'Agence spatiale européenne[21], il vise à détecter les émanations naturelles d'hydrogène grâce aux images satellites.

En 2020, le potentiel de production d'hydrogène naturel n'est pas quantifié précisément et, dans de nombreux pays, le droit minier ne prend pas en compte l'hydrogène. La détection d'hydrogène in situ est en effet récente et les outils sont à affiner[22], bien que des détecteurs plus performants aient été mis au point[23].

La production de dihydrogène naturel au niveau de dorsales[24] est connue depuis les années 1970 et étudiée plus récemment[25]. Il s'agit de réactions de serpentinisation (oxydoréduction d'olivine) entre l'eau et les roches magmatiques affleurantes du manteau terrestre, facilitée par la chaleur de ces réactions exothermiques[26] : l'oxygène des molécules H₂O capturé par le fer de la roche, les atomes d'hydrogène sont libres de s'associer en H₂. Le dihydrogène ainsi produit s'échappe par des évents hydrothermaux et peut éventuellement réagir à son tour pour former du méthane, puis des hydrocarbures plus lourds[27]. Sous une grande profondeur d'eau, et souvent loin des continents, ces émanations ne peuvent en 2018 être exploitées de façon économique[28] mais leur équivalent géologique à terre, en l'Islande ou dans la République de Djibouti, sont prometteurs[23].

Des émissions d'hydrogène ont également été découvertes au milieu des cratons continentaux par le géologue russe Nicolay Larin, à la suite de son travail à propos de l'hypothèse de la Terre hydrurée[25]. L'IFP Énergies nouvelles a confirmé cette découverte en 2013, rapportant des émissions localement importantes, sur la plupart des continents, en Russie, aux États-Unis, au Brésil, à Oman ou au Mali[29] mais la source de l'hydrogène reste discutée.

De nombreux phénomènes, en particulier dus à l'interaction eau/roche, peuvent générer de l'hydrogène et le débat sur le mécanisme prépondérant qui pourrait engendrer de grandes accumulations n'est pas encore été tranché. Il pourrait s'agir d'hydratation de fer par de l'eau infiltrée, celui-ci étant présent dans les ceintures de roches vertes, présentes dans les cratons[30]^,[31]. Ainsi, au Kansas, près de Junction City, un gisement a été identifié dans les années 1980 et a fait l'objet d'un regain d'intérêt dans les années 2000[22] ; le dihydrogène y serait issu de telles réactions d'oxydation de fer[32]. En Russie, l'IFPen a estimé en 2010 à plusieurs dizaines de milliers de mètres cubes le débit quotidien d'une seule dépression, soit la consommation équivalente de 500 taxis[28]. Une origine géologique ou hydrogéologique prévaut également pour les dégagements d'hydrogène étudiés au Brésil, dans certains cercles de fées situés dans le bassin de São Francisco[33]^,[34]^,[35]. La radiolyse, séparation de la molécule d'eau par la radioactivité naturelle de la croûte, est aussi une source d'hydrogène, considérée par certains comme très importante sinon prépondérante[36].

À Yanartaş, en Turquie, les « feux millénaires » du Mont Chimère seraient la combustion d'un gaz composé de méthane (87 %), de dihydrogène (7,5 à 11 %) et de diazote (2 à 4,9 %), ayant une double origine : la serpentinisation d'une part, un gaz thermogénique d'autre part. Ils seraient la source originelle de la flamme olympique[37].

Le Mali est, en 2015, le seul pays où l'on exploite l'hydrogène naturel, dans le village de Bourakébougou, à 60 kilomètres au nord de Bamako[22]. Le gaz proviendrait selon certains d'une « surmaturation du pétrole » vraisemblablement enfoui à proximité[38], d'autres scientifiques pensent qu'il vient la aussi de l'interaction eau/roche[39]. Ses réserves sont estimées à environ 1,5 milliard de mètres cubes^{[réf. nécessaire]}. La pression dans les puits ne diminue pas, le reversoir se remplit donc en permanence, ce qui permet la durabilité de cette exploitation[40].

De nombreuses émanation d'hydrogène ont été notées au dessus des cratons archéens et protérozoïques, en particulier ceux riches en fer et l'exploration de l'hydrogène naturel s'accélère dans les pays qui en sont riches comme le Brésil[41]ou l'Australie[42]^,[43]

Contrairement à l'hydrogène artificiel, qui nécessite de l'énergie pour être produit, ce qui le réduit à n'être qu'un vecteur d'énergie, l'hydrogène naturel est une véritable source d'énergie[22]^,[44]^,[45], dont la combustion ne produit que de l'eau. De plus, des coproductions pourraient être possibles avec la géothermie ou l'extraction d'hélium, ce qui pourrait aider la filière à être compétitive[23].

C'est la forme la plus commune de stockage du dihydrogène.

Le stockage gazeux sous forme comprimée (actuellement 350 bars) permet d'atteindre une densité massique satisfaisante avec des réservoirs composites. La densité volumique de stockage reste faible : une pression de 700 bars est inévitable pour rendre la technologie compétitive.

La technologie existe et est couramment utilisée. Son inconvénient réside dans l'énergie nécessaire à la compression et dans la faible efficacité en termes d'encombrement en comparaison aux autres méthodes. Cet encombrement est une des difficultés pour l'utilisation du dihydrogène sous forme de gaz comprimé dans les applications automobiles.

Une fois comprimé, la masse volumique du dihydrogène à 20 MPa (200 bars) est d'environ 16,8 kg/m³, à 35 MPa (350 bars) d'environ 23 kg/m³ et à 70 MPa (700 bars) d'environ 38 kg/m³. Cela correspond à une densité volumique d'énergie de 767 kWh/m³ (= 2,8 GJ/m³ = 2,8 MJ/l à 27 °C et sous 35 MPa), avec toujours une densité massique d'énergie de 33,313 9 kWh/kg (= 119,93 MJ/kg = 241,764 kJ/mol de pouvoir calorifique inférieur ou PCI), mais de 39,405 6 kWh/kg (= 141,86 MJ/kg = 285,973 kJ/mol de pouvoir calorifique supérieur ou PCS).

Le stockage liquide à 20 K (−253 °C) sous 10 bars permet d'atteindre des densités volumique et massique intéressantes mais nécessite des réservoirs à l'isolation thermique poussée afin de minimiser l'évaporation.

La technologie est existante. Elle a une meilleure efficacité volumique que le stockage de gaz comprimé (70 kg/m³ contre 10 kg/m³ à 115 bars et 0 °C). Cependant, cet avantage est modéré par le volume relativement important des enceintes isolantes nécessaires.

D'autre part, il faut une énergie importante pour passer en phase liquide : la liquéfaction consomme 30 à 40 % du contenu énergétique du gaz et la déperdition en utilisation réelle est importante (actuellement 1,25 pour mille par heure[48]), pénalisant fortement le stockage au-delà d'une semaine.

Cette technique est notamment utilisée dans le domaine spatial où, malgré le faible délai de mise en œuvre, le remplissage est continu jusqu'au dernier moment.

Le stockage sur des substrats sous forme adsorbée, notamment sur des hydrures métalliques, présente une densité volumique très intéressante mais une densité massique faible. De plus, la cinétique, la température et la pression de cyclage restent des points durs à maîtriser.

Les atomes d'hydrogène sont stockés dans certains composés métalliques. On récupère le dihydrogène en chauffant ou en diminuant la pression. Cette technique est aujourd'hui mal maîtrisée. Elle a l'inconvénient de demander un dihydrogène extrêmement pur afin d'éviter de détruire la capacité d'absorption des hydrures. Le chauffage pour récupérer le gaz est également un handicap. Ce type de stockage, qui continue de faire l'objet de recherches, est au stade du développement industriel et certains projets démonstrateurs[49] sont prévus, par exemple avec la start-up McPhy qui développe la technologie d'hydrure de magnésium (technologie issue du CNRS, institut NEEL).

Capacité de stockage de certains hydrures.

Un métal très étudié est le palladium qui, sous la forme de son hydrure PdH₂, a la capacité d'absorber une large quantité d'hydrogène au sein de son réseau cristallin. À température ambiante et pression atmosphérique, le palladium peut absorber jusqu'à 900 fois son volume d'hydrogène gaz, le processus étant réversible[50].

L'adsorption sur du carbone permet de stocker en surface de certaines structures de carbone, telles que du charbon actif ou des nanotubes, les molécules de dihydrogène. Elle permet de stocker 0,05 à 2 % en masse de dihydrogène^{[réf. nécessaire]}.

Ce type de stockage est au stade de recherche.

L'hydrogène produit dans la croûte terrestre (par diagenèse et radiolyse), ainsi que l'hydrogène primordial (présent depuis la formation de la Terre) sont d'autres sources envisageables, mais qui n'ont pas encore été explorées[68].

En 2020, le coût de l'hydrogène gris se situe entre 1 et 2 €/kg contre 4 à 7 €/kg pour de l'hydrogène vert produit de façon industrielle. D'après Julien Chauvet, directeur Hydrogène France d'Engie Solutions, « le kilo permet de parcourir 100 km, ce qui le met à parité avec l’essence et s’approche du Diesel pour les véhicules légers »[69].

L'hydrogène est actuellement presque entièrement produit à partir de gaz naturel, de pétrole et de charbon.

Pour ses propres besoins, l'industrie produit de l'hydrogène (ex. : en France, plus de 900 000 t/an d'hydrogène, notamment pour la désulfuration de carburants pétroliers et pour fabriquer l'ammoniac des engrais nitratés ; l'hydrogène est alors un intrant chimique et non un vecteur énergétique). Le processus industriel le moins cher pour produire cet hydrogène, en 2018, est le reformage d'hydrocarbures, le plus souvent par vaporeformage du gaz naturel (lequel est essentiellement composé de méthane). À une température comprise entre 700 °C et 1 100 °C, la vapeur d'eau réagit avec le méthane en donnant du monoxyde de carbone et de l'hydrogène. La purification de l'hydrogène étant plus facile sous forte pression, le reformage est réalisé sous une pression de vingt bars. Le mélange hydrogène/monoxyde de carbone est communément appelé « gaz de synthèse ». Si la réaction est faite en présence d'un excès de vapeur d'eau, le monoxyde de carbone est oxydé au niveau d'oxydation supérieur, conduisant au dioxyde de carbone, ce qui augmente la production d'hydrogène.

La société Air liquide possède une maîtrise particulière de ce processus. En 2015, elle a mis en service en Arabie saoudite, sur le site de Yanbu, une unité ayant une capacité totale de production d'hydrogène de 340 000 m³/h aux CNTP[70].

En 2019, l'Agence australienne d'énergie renouvelable (en) (ARENA) a aidé à hauteur de 9,41 millions de dollars australiens (8,5 M€) un projet du groupe Hazer (compagnie d'énergie renouvelable australienne) visant à convertir du biogaz issu de méthanisation de boues d'épuration en hydrogène et en graphite. Hazer veut construire une usine démonstratrice de 15,8 millions de dollars US à Munster (Australie de l'Ouest)[71].

La production industrielle « traditionnelle » d'hydrogène à partir d'hydrocarbures fossiles a un mauvais bilan carbone et est très émettrice de gaz à effet de serre, atteignant 830 millions de tonnes de CO₂ par an en 2020, soit environ 2 % des émissions mondiales, comparable à celle du secteur aérien ou du transport maritime[72]. En France, ces émissions s'élèvent à presque dix millions de tonnes d'équivalent CO₂ par an vers 2015-2017, soit 7,5 % des émissions de gaz à effet de serre de l'industrie française, d'après l'ADEME[73]. La production d'hydrogène à partir d'électricité renouvelable, plus vertueuse, pourrait voir son coût baisser de 30 % d'ici 2030 grâce à l'essor des énergies renouvelables et aux économies d'échelle liées[51].

La filière hydrogène produit, stocke, promeut et valorise l'hydrogène et la recherche sur l'hydrogène. En 2015, des expérimentations d'hydrogène vert (décarboné) sont en cours, mais ce gaz est encore « majoritairement produit à partir de gaz naturel (fossile) et employé comme composant chimique dans des procédés industriels », avec un mauvais bilan carbone et une contribution notable à l'effet de serre. La filière pourrait néanmoins être intéressante pour le développement durable, car :

• le dihydrogène peut être fabriqué par électrolyse de l'eau de manière décarbonée puis stocké, éventuellement après conversion en gaz (méthanation), ou injecté dans le réseau de gaz (6 à 20 % en volume selon les conditions). Il peut ainsi valoriser les surplus d'énergie intermittente (éolien et photovoltaïque principalement)[28], « de l'ordre du terrawatt-heure par an » et jusqu'à plusieurs dizaines de térawatts-heures par an d'électricité selon l'ADEME, notamment en cycles inter-saisonniers, si le taux de pénétration des énergies renouvelables dans le mix électrique atteint 80 %[74]. Il facilite alors l'équilibre et la souplesse du réseau électrique et « [apporte] une contribution importante à la transition vers un modèle énergétique décarboné »[75] ;
• l'hydrogène peut servir à produire localement de l'électricité, au prix d'une perte de rendement ; celui de l'électrolyse de l'eau approche 70 %, mais le rendement global d'une production électrique à partir de H₂ serait d'environ 25 % selon l'Ademe en 2020[20] ;
• l'hydrogène est compatible avec l'autoconsommation d'un logement, îlot ou quartier, permettant des stockages sur plusieurs jours, semaines ou mois, en complément de batteries plus utiles pour le stockage à court terme. Il serait déjà économiquement justifié^[Comment ?] dans les zones non interconnectées au réseau électrique continental (ex. : îles isolées, collectivités française d'outre-mer où la production électrique dépend encore du fioul au coût élevé, à 225 €/MWh en moyenne en 2013 selon l'ADEME)[74] ;
• l'hydrogène peut alimenter certaines flottes de véhicules professionnels, sans requérir de réseau coûteux de plusieurs centaines de stations-service sur tout le territoire. Selon l'Ademe, « le modèle économique d’une station pour flotte est accessible pour une consommation journalière supérieure à 80 kg H₂/j, pour une commercialisation de l’hydrogène à moins de 10 €/kg »[74]. Il a dans ce cas les avantages d'un temps de recharge rapide et d'une grande autonomie[69] ;
• l'hydrogène peut être utilisé dans la sidérurgie en remplacement du charbon ou du gaz naturel pour la réduction du minerai de fer. Recourir à ce procédé en France consommerait 700 000 tonnes d’hydrogène, mais éviterait l’émission^[Comment ?] de 22 Mt CO₂/an, soit près de 5 % des émissions du pays, indique l’Association française pour l'hydrogène et les piles à combustible (Afhypac)[69].

Le 8 juillet 2020, la Commission européenne présente un programme pour le développement de l'hydrogène vert, fixant l'objectif que l'hydrogène couvre 12 à 14 % des besoins en énergie d'ici 2050 afin de décarboner certains secteurs de l'industrie et des transports. Elle compte sur l'hydrogène pour contribuer à la transition énergétique et à la réduction des émissions de gaz à effet de serre[76]^,[77].

L'ADEME envisage un mix électrique à 40 % composé de « renouvelables » en 2035, puis à 60 % et 70 % en 2050 (contre près de 18 % en 2017, alors en majorité de source hydroélectrique)[74].

La filière cherche à industrialiser ses processus pour diminuer ses coûts (notamment celui de la pile à combustible). Le développement d'une « mobilité hydrogène » est également freiné par un nombre encore très faible de stations de recharge (et de leur capacité encore faible : 10 à 80 kg H₂/j à 350 bar). L'hydrogène peut améliorer la puissance du véhicule, prolonger son autonomie et améliorer la rapidité de recharge, par rapport aux batteries[75]^,[78].

L'Ademe juge que l'hydrogène aura un rôle important dans la transition énergétique, comme vecteur d'optimisation des réseaux énergétiques, pour stocker l'énergie dans l'autoconsommation solaire ou photovoltaïque, et pour certains véhicules professionnels, à condition de décarboner sa production grâce à une électrolyse utilisant une électricité verte et à la transformation de la biomasse (vaporeformage de biogaz, pyrogazéification de biomasse solide). Le bilan environnemental de la filière dépendra surtout de « la source primaire utilisée pour fabriquer l'hydrogène ». L'agence invite à limiter à moins de cent kilomètres la distance de transport de l'hydrogène entre le point de fabrication et la station de distribution. Les véhicules à batterie restent à privilégier, lorsque c'est possible (autonomie, disponibilité, etc.), compte tenu du meilleur rendement de ce type de stockage, et les économies d'énergie restent une priorité[74]. L'une des pistes de développement (en cours de test en 2018/2019) est l'injection dans le réseau de gaz, en France via deux démonstrateurs : GRHYD et Jupiter 1000, pour lever les verrous techniques qui subsistent encore[75].

En juin 2018, le gouvernement français mandate l'Ademe pour lancer le « plan national de déploiement de l’hydrogène » (ou « plan hydrogène »), afin de donner une impulsion à ce secteur dont le « fort potentiel » est perçu par les acteurs publics. Un an après, l'agence publique a réalisé de multiples appels à projets, dont « Écosystèmes de mobilité hydrogène », qui a permis de sélectionner des projets « sur tous les territoires » et diversifiés, comme « la livraison du dernier kilomètre en milieu urbain, le transport collectif de personnes en bus ou en navette maritime, la location de voitures, la collecte de déchets, les flottes d'entreprises et de collectivités, ou encore l'usage de poids lourds comme véhicules de chantier ».

Le CEA, promet une nouvelle technologie d'électrolyse industrielle, baptisée rSOC avec un seul métal précieux : l'Indium[79] (un métal utilisé dans les écrans LCD), avec de moindres températures (de 700 °C à 800 °C) et une moindre consommation électrique. Elle est également réversible, permettant de produire de l'hydrogène ou de restituer de l'énergie électrique telle une pile à combustible[80].

Fin 2019, Air liquide et Engie s'associent à Durance-Luberon-Verdon Agglomération (DLVA) pour produire, stocker et distribuer de l'« hydrogène vert » (dans le cadre du projet « HyGreen Provence » lancé en 2017, visant 1 300 GWh d'électricité solaire et plusieurs milliers de tonnes par an d'hydrogène produit par électrolyse. Plusieurs dizaines de milliers de tonnes d'hydrogène renouvelable par an pourraient être produites à terme, stockable dans une cavité saline locale[81].

La société française McPhy, qui a déjà installé 17 MW de capacité de production d'hydrogène par électrolyse sous pression, dont 6 MW chez Audi en Allemagne, annonce en janvier 2020 la signature du contrat d'ingénierie d'un projet de production d'hydrogène vert industriel de 20 MW, le plus gros projet à ce jour en Europe, implanté à Delfzijl aux Pays-Bas d'ici 2022. L'usine produira 3 000 tonnes d'hydrogène par an par électrolyse de l'eau au moyen d'électricité éolienne et servira à la fabrication de bioéthanol. Le projet bénéficie de 15 millions d'euros de subventions de l'Union européenne et d'un fonds néerlandais. Selon McPhy, la bonne échelle sera de 100 ou 200 MW pour atteindre un prix compétitif dans l'industrie[82].

La loi Énergie Climat de novembre 2019 donne un an au gouvernement pour mettre en place un mécanisme de soutien destiné à « l’hydrogène produit à partir d’énergie renouvelable ou par électrolyse de l’eau à l’aide d’électricité bas-carbone ». Avant 2023, la programmation pluriannuelle de l'énergie vise l’objectif de décarboner 10 % de l'hydrogène consommé dans l’industrie, ce qui exige la production de 90 000 tonnes d'hydrogène vert. Le gouvernement lance en janvier 2020 un appel à manifestation d’intérêt, destiné à tester l'appétence des industriels pour le sujet, qui reçoit plus de 160 projets. Par exemple, H2V Industry dépose en janvier les demandes de permis de construire pour deux usines de production d’hydrogène dans la zone industrielle de Port-Jérôme, en Normandie, et sur le grand port maritime de Dunkerque à partir d'électricité renouvelable ; si elles parviennent à bénéficier d’un mécanisme de soutien, leur mise en service pourrait intervenir en 2023-2024 et elles produiraient 56 000 tonnes d’hydrogène. Les grands acteurs industriels français (Engie, EDF, Air liquide, Vinci, etc.) se sont également positionnés[69].

Le gouvernement Jean Castex annonce en septembre 2020 un plan beaucoup plus ambitieux que celui présenté par Nicolas Hulot en 2018, doté de 100 millions d'euros : le plan 2020 prévoit de consacrer 7,2 milliards d'euros d'ici 2030 à l'hydrogène vert ou bas carbone, dont 2 milliards d'euros en 2021 et 2022 dans le cadre du plan de relance. Le gouvernement prévoit de subventionner la production d'hydrogène vert par le biais d'appels d'offres, sur le modèle des renouvelables, et la construction d'usines de piles à combustibles pour les véhicules à hydrogène. Des partenariats avec l'Allemagne, qui a dévoilé un plan hydrogène à 9 milliards d'euros en juin, sont envisagés afin d'éviter les doublons[83].

Ce plan hydrogène comprend un premier volet de 1,5 milliard d'euros consacré à la fabrication d'électrolyseurs, afin d'en réduire le coût en l'améliorant et en augmentant les volumes, pour une capacité de 6,5 GW. Le deuxième volet de près d'un milliard d'euros sera utilisé d'ici à 2023 pour développer une offre de mobilité lourde à l'hydrogène en réduisant le coût et en améliorant le rendement des piles à combustibles destinées aux trains, camions, bus et avions, via plusieurs appels à projet (350 millions d'euros pour des démonstrateurs, 275 millions pour des expériences territoriales, etc.). Enfin, l'aide à la recherche et l'innovation sera stimulée, avec une enveloppe portée à 650 millions d'ici à 2023. Bruno Le Maire espère que ce plan créera entre 50 000 et 150 000 emplois directs et indirects[84]. Le gouvernement envisage une coopération avec l'Allemagne qualifiée d'« Airbus de l'électrolyse » à l'image de l'« Airbus des batteries ». La France s'est fixé l'objectif de produire 600 000 tonnes par an d'hydrogène vert, à partir d'électricité décarbonée, d'origine renouvelable ou nucléaire. Contrairement à l'Allemagne, Paris ne subventionnera pas, en revanche, la capture du carbone issu de l'hydrogène « gris ». Bruno Le Maire espère voir « émerger une filière française de l'électrolyse » : à côté des géants comme Air liquide, les start-up sont aussi nombreuses, comme Lhyfe, basée à Nantes, qui développe des sites de production d'hydrogène vert pour des industriels et des collectivités locales, ou encore McPhy, producteur drômois d'électrolyseurs dont EDF est actionnaire[85].

Une équipe de la KUL conçoit un prototype de cellule photoélectrochimique de 1,6 m² produisant en moyenne 250 litres de dihydrogène par jour à partir de la vapeur d'eau atmosphérique. Le dispositif convertit 15 % de l'énergie solaire en dihydrogène et en dioxygène. Cette technologie ne fait pas appel à des métaux précieux ou autres matériaux coûteux. Avec vingt panneaux, une maison bien isolée serait autonome en électricité et en chauffage pendant un an[86]^,[87].

Colruyt Group (acteur belge important de la distribution) veut décarboner ses activités autant que possible. Un de ses centres logistiques est en 2018 équipé de 75 élévateurs alimentés à l'hydrogène « décarboné » et sa flotte de camion doit être convertie d'ici 2030. Avec un acteur gazier, se prépare un projet d'installation de 12 à 25 MW (extensible) de conversion en hydrogène de l'électricité issue de l'éolien en mer, à échelle industrielle[88]^,[89]^,[90].

Fin 2017, le Japon, gros importateur d'énergie, confirme vouloir devenir chef de file en tant que « société hydrogène » avec un objectif de « parité coût » avec l’essence et le GNL pour la production électrique. Comme pour le nucléaire autrefois, l'hydrogène est présenté comme un moyen majeur de décarboner l'énergie, mais les projets pilotes donneront leurs conclusions vers 2020[91]^,[92]. En 2018, le Japon est en tête pour la mobilité hydrogène, avec près de 2 500 voitures à pile à hydrogène en circulation et plus de cent stations hydrogène (contre 45 en Allemagne, 42 aux États-Unis[93] et une vingtaine en France au même moment)[91]^,[94]. Le pays vise à diviser par plus de trois le coût de production avant 2030, puis de 80 % avant 2050. Entre 2013 et 2017, l'État japonais a déjà investi 1,5 milliard de dollars dans la R&D et le développement de l’hydrogène[91].

En octobre 2019, la Californie compte 7 570 voitures à hydrogène immatriculées[95] et les 42 stations publiques américaines[93].

Le gouvernement allemand adopte un plan ambitieux de développement de l'hydrogène « vert », doté de 9 milliards d'euros[96].

Les normes de sécurité sont renforcées pour répondre aux risques posés par le passage dans les tunnels et le stationnement dans les garages ou parkings souterrains.

La réglementation mondiale sur les véhicules s’élabore sous l’égide de l'ONU à partir des propositions des industriels, mais en ce qui concerne le dihydrogène, les constructeurs japonais, américains et européens ne s’accordent pas. La Commission européenne pourrait décider d’une réglementation communautaire provisoire.

En France, l’INERIS et le CEA travaillent avec l’Organisation internationale de normalisation (ISO) dans un comité technique nommé TC 197 sur le risque dihydrogène. Un projet européen Hysafe traite aussi de la question, où l’INERIS a critiqué le projet de règlement en suggérant une approche plus globale et systémique et non par composant pour l’homologation des véhicules hybrides. En 2015, le MEDDE a préparé une mise à jour des règlements pour les stations-service et les flottes de véhicules fonctionnant à l'hydrogène[98].

Une libération massive du gaz hydrogène a fait évoquer l'hypothèse d'un risque pour la couche d'ozone[99]^,[100].

Les points suivants sont notables :

• l'hydrogène n'est pas intrinsèquement toxique ;
• il est huit fois plus léger que le méthane. Sa molécule, très petite, lui confère un haut coefficient de diffusion dans l'air (quatre fois supérieur à celui du méthane) ; en milieu non confiné, l'hydrogène tend donc à monter, et à vite se diluer dans l'air (c'est un facteur de sécurité en plein air, et un facteur de dangerosité dans les lieux confinés) ;
• c'est l'espèce chimique la plus énergétique par unité de masse (120 kJ/g) ; mais par unité de volume de gaz, l'énergie explosive théorique est 3,5 fois plus faible pour l'hydrogène que pour le gaz naturel ;
• sa limite inférieure d'inflammation est de 4 % en volume, comparable à celle du gaz naturel (5 % en volume) ; mais sa limite supérieure d'inflammation est nettement plus élevée (75 % contre 15 %) ; cela signifie qu'en cas de fuite, l'hydrogène s'enflammera beaucoup plus facilement que le gaz naturel ou les combustibles liquides ;
• l'énergie nécessaire pour l'enflammer à la stœchiométrie est également nettement plus faible (environ dix fois) que le gaz naturel ou le propane ;
• la flamme d'hydrogène, bleu pâle, est presque invisible le jour (risque pour les secours) ;
• la flamme d'hydrogène se propage environ sept fois plus vite que celle du gaz naturel et le risque de détonation (explosion avec effet de souffle très important) est aggravé par son haut coefficient de diffusivité.

L'inflammabilité peut en outre être réduite en diluant le dihydrogène dans de l'hélium, même à très haute température[101]^,[102].

• Nom (français) : Hydrogène comprimé
  • Classe : 2
  • numéro : 1049
• Nom (français) : Hydrogène liquide réfrigéré
  • Classe : 2
  • numéro : 1966
• Nom (français) : Hydrogène dans un dispositif de stockage à hydrure métallique
  • Classe : 2
  • numéro : 3468

• Camille Yver, Quantifier l'utilisation du dihydrogène par les sols : de l'échelle locale à l'échelle globale, 2011, DOI:10.4267/2042/47372 (résumé — Prix Prud'homme 2011.
• Stephen Boucher, Thierry Alleau (préface), La Révolution de l'hydrogène. Vers une énergie propre et performante ?, Paris, Éd. du Felin, 2006, 160 p. (ISBN 2-86645-616-5).
• Alain Prinzhofer et Éric Deville, Hydrogène naturel - La prochaine révolution énergétique ?, Belin, 2015 (ISBN 978-27011-83848).

• Hydrogène
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• Deutérure d'hydrogène
• Dideutérium
• Conversion d'électricité en gaz
• Vecteur énergétique

• Association française de l'hydrogène
• Réseau européen/Pôle de compétence
• « H2 Sciences et Techniques »
• CEA Technologies, L'hydrogène, les nouvelles technologies de l'énergie, Clefs CEA n^o 50-51), 23 mars 2005
• L'hydrogène vu par le CEA
• INERIS : retour d'expérience lié aux difficultés de stockage
• L'hydrogène vu par la Société française de chimie
• Tout sur l'Alternative Hydrogène, avec une revue de presse, des liens internet et des vidéos

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