MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR
ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE
Département BCG
Rapport de projet fin d’année
Réalisé par
Cheyeb Fedi
Sous l’encadrement de :
Mr Habib troudi
Sujet : Hydrogène vert
Année universitaire
Spécialité
2024-2025
Génie Pétrochimique
Remerciement
Avant tout développement sur cette expérience professionnelle, il me semble opportun de
commencer ce rapport de stage par des remerciements.
Mes remerciements les plus sincères s'adressent à Monsieur Habib troudi pour sa patience,
son savoir-faire et tout le temps qu'il m'a accordé pour que je puisse effectuer ce travail.
Table des matières
Introduction ..................................................................................................................................... 6
I.
A.
Introduction générale :................................................................................................................ 6
B.
Objectif :..................................................................................................................................... 6
Généralités sur l’énergie renouvelable: ...................................................................................... 7
II.
A.
Définition ................................................................................................................................... 7
B.
Éléments de définitions : ............................................................................................................ 7
C.
Part des énergies renouvelables et évolution de la consommation mondiale d'énergie primaire :
7
III.
Caractérisation de l’hydrogène ................................................................................................. 10
A.
Définition ................................................................................................................................. 10
B.
Propriétés physico-chimiques : ................................................................................................ 11
C.
Les différents types d’hydrogène : ........................................................................................... 13
IV.
Production d’hydrogène : ......................................................................................................... 14
A.
Fondamentaux .......................................................................................................................... 14
B.
Vaporeformage : ....................................................................................................................... 15
C.
Oxydation partielle : ................................................................................................................. 17
D.
Reformage autotherme ou autothermal reforming : ................................................................. 18
E.
Gazéification de la biomasse .................................................................................................... 18
1.
Définition ............................................................................................................................. 18
2.
Fonctionnement technique ................................................................................................... 19
3.
Les différents procédés de gazéification : ............................................................................ 21
Production d’hydrogène par électrolyse de l’eau : ................................................................... 23
F.
1.
Introduction:................................................................. Ошибка! Закладка не определена.
2.
Électrolyse de l'alcaline........................................................................................................ 24
3.
Electrolyse à haute température : ......................................................................................... 26
4.
Electrolyse de l’eau à membrane échangeuse de protons : .................................................. 28
5.
Comparaison des différentes techniques de production d’hydrogène par électrolyse de
l’eau : ............................................................................................................................................. 34
6.
V.
Prévision de cout.................................................................................................................. 36
Stockage et Distribution ................................................................................................................ 36
A.
Stockage : ................................................................................................................................. 36
1.
Stockages souterrains .......................................................................................................... 36
2.
Stockage d'hydrogène gazeux.............................................................................................. 37
3.
Stockage d'hydrogène liquide .............................................................................................. 37
4.
Stockage par l’adsorption .................................................................................................... 38
5.
Stockage par absorption ...................................................................................................... 38
B.
VI.
Transport .................................................................................................................................. 39
1.
Transport sur de courtes et moyennes distances ................................................................ 39
2.
Transport entre continents .................................................................................................. 40
Piles à combustible : ................................................................................................................. 40
A.
Définition .................................................................................................................................. 40
B.
Fonctionnement d’une pile à combustible : ............................................................................ 41
VII.
Panorama des acteurs et des applications : ............................................................................. 42
A.
L’Allemagne attire les acteurs internationaux de la filière ...................................................... 42
B.
La France veut être un leader de l’hydrogène vert en 2030 : .................................................. 43
C.
Développement de l’hydrogène vert : La Tunisie sur la bonne voie ........................................ 44
VIII.
Conclusion ................................................................................................................................ 46
IX.
Bibliographie : .......................................................................................................................... 47
Liste des figures
Figure 1 : Consommation mondiale d’énergie primaire en 2022
Figure 2 : Evolution de la consommation d’énergie primaire de 2008 à 2022
Figure 3 : L’atome d’hydrogène
Figure 4 : Caractérisation de l’atome d’hydrogène
Figure 5 : Molécule de dihydrogène
Figure 6 : Classification de l’hydrogène selon les méthodes de production
Figure 7 : Procédé de vaporeformage
Figure 8 : Processus de gazéification
Figure 9 : Le procédé de gazéification à lit fixe à co-courant
Figure 10 : Le procédé de gazéification à lit fixe à contre-courant
Figure 11 : Le procédé de gazéification à lit fluidisé entrainé
Figure 12 : Cellules d’électrolyse de l’eau
Figure 13 : Electrolyse Alcaline
Figure 14 : Principe de HTE selon le type d’électrolyte
Figure 15 : Energie à fournir pour une réaction d’EHT
Figure 16 : Cellule de type PEM
Figure 17 : densité de courant du dégagement d’hydrogène en fonction de la force des liaisons
M-H sur différents métaux.
Figure 18 : complexe de cobalt
Liste des tableaux
Tableau1 : Propriétés de l’hydrogène
Tableau 2 : les propriétés de l’hydrogène moléculaire H2.
Tableau 3 : Part dans la production mondiale d’hydrogène de chaque procédé
Tableau 4 : composition du mélange gazeux en sortie de vaporeformage.
Tableau 5 : Réactions mises en jeu pour une HTE.
Tableau 6 : Comparatif des techniques d’électrolyse
Hydrogène vert
I.
Introduction
A.
Introduction générale :
L'énergie est cruciale pour notre société, influençant tous les secteurs. Les avancées
technologiques ont transformé l'économie et la société, mais ont également engendré des défis
majeurs, notamment l'épuisement des énergies fossiles et les impacts environnementaux. La
combustion des énergies fossiles émet des gaz à effet de serre (GES), contribuant au
changement climatique et à des phénomènes météorologiques extrêmes. Des accords, comme
l'Accord de Paris, visent à réduire ces émissions.
Pour un avenir durable, une transition énergétique est nécessaire, passant des énergies fossiles
à des sources renouvelables (solaire, éolien, hydroélectricité, biomasse). Cette transition pose
des défis, tels que l'intermittence des énergies renouvelables, nécessitant des solutions de
stockage efficaces.
L'hydrogène émerge comme une solution prometteuse. Abondant et capable de stocker
l'énergie excédentaire via électrolyse de l'eau, il peut être reconverti en électricité grâce aux
piles à combustible, équilibrant production et consommation énergétique. Cependant,
produire, stocker et convertir l'hydrogène de manière propre et efficace reste un défi majeur.
Avancer dans ces domaines est crucial pour une économie de l'hydrogène durable, minimisant
les émissions de GES et promouvant une énergie plus propre
B.
Objectif :
Ce travail se focalise sur l’hydrogène vert en tant que solution prometteuse pour répondre aux
défis énergétiques actuels. L’objectif principal est de comprendre les avantages de
l’hydrogène en tant que vecteur énergétique, ses procédés de production, ses formes de
stockage et sa conversion en électricité sans émissions nocives.
II.
Généralités sur l’énergie renouvelable :
A.
Définition
Les énergies renouvelables, parfois désignées sous l'acronyme EnR, tirent leur origine de
sources d'énergie dont le cycle de renouvellement naturel est suffisamment rapide pour être
considéré comme inépuisable à l'échelle temporelle humaine. Elles sont alimentées par des
processus naturels cycliques ou constants influencés par les phénomènes célestes.
La durabilité des énergies renouvelables dépend de deux facteurs principaux : la vitesse à
laquelle la source est utilisée et la rapidité avec laquelle elle se régénère.
Elles représentent une alternative précieuse aux énergies non renouvelables, contribuant ainsi
à la réduction des émissions de gaz à effet de serre et à la transition vers un avenir énergétique
plus durable.
B.
Éléments de définitions :
Le Soleil est la principale source d'énergie renouvelable, influençant la photosynthèse,
le cycle de l'eau (hydroélectricité), l'énergie des vagues, et la différence de température
océanique (énergie thermique des mers). Il génère aussi les vents (énergie éolienne) et
les courants marins (hydroliennes).
La chaleur interne de la Terre (géothermie) et l'énergie marémotrice sont également
des formes d'énergie renouvelable.
Le Soleil et la chaleur interne de la Terre proviennent de réactions nucléaires.
En revanche, les combustibles fossiles et les minéraux fissiles ne sont pas
renouvelables, car ils sont consommés plus rapidement qu'ils ne se régénèrent.
C.
Part des énergies renouvelables et évolution de la consommation mondiale
d'énergie primaire :
Figure 1 : Consommation mondiale d’énergie primaire en 2022
En 2022, la consommation mondiale d’énergie primaire s’est élevée à 604,04 exajoules, soit
une hausse de 1,1% par rapport à 2021 (et près de 3% de plus que le niveau pré-Covid de
2019).
Les émissions mondiales de CO2 liées à l’énergie qui comptent selon le rapport de l’AIE pour
87% de l'ensemble des émissions mondiales de CO2 continuent quant à elles à augmenter :
elles se sont élevées à 39,3 milliards de tonnes en 2022, soit 0,8% de plus qu’en 2021.
La prédominance des énergies fossiles est restée largement inchangée : en 2022, celles-ci ont
encore compté pour près de 82% de la consommation d'énergie primaire, avec une élévation à
14% de la part des énergies renouvelables et 4 % pour le nucléaire.
Figure 2 : Evolution de la consommation d’énergie primaire de 2008 à 2022
Selon l’AIE la consommation mondiale de charbon, pourtant décrié pour les émissions
importantes de CO2 associées à sa combustion, a en particulier encore augmenté de 0,6% en
2022, cependant la part du nucléaire, a chuté de 4,4% dans la production mondiale.
Notons que la consommation de gaz naturel a dans le même temps chuté de 3% au niveau
mondial en 2022 et que la Russie a, malgré les sanctions, encore compté pour près d'un tiers
des exportations européennes de gaz durant cette année.
Parallèlement le développement des énergies renouvelables s'est poursuivi, en particulier dans
le secteur électrique : la production d'électricité des filières renouvelables hors
hydroélectricité a encore augmenté de 14% en 2022 (après une hausse de 16% en 2021).
Rappelons que la Chine occupe toujours une place centrale pour le développement de ces
filières, le pays ayant compté pour 37% de l'ensemble des nouvelles installations de capacités
solaires dans le monde en 2022 et pour 41% de celles de capacités éoliennes.
En revanche la part du nucléaire, a chuté de 4,4% dans la production mondiale en 2022, et a
légèrement baissé à un peu plus de 9% du mix électrique mondial.
III.
Caractérisation de l’hydrogène
A.
Définition
L'hydrogène est un élément chimique présent dans le tableau périodique sous le symbole H,
avec un numéro atomique de 1.
Figure 3 : L'atome d'hydrogène
Figure 4 : Caractérisation de l’atome d’hydrogène
C'est le plus simple et le plus léger des éléments chimiques, souvent considéré comme le bloc
de construction de base de l'univers. À l'état standard, l'hydrogène est un gaz incolore, inodore
et hautement réactif. Il se trouve généralement sous forme diatomique (H₂), où deux atomes
d'hydrogène sont liés par une liaison covalente.
Figure 5 : Molécule de dihydrogène
L'hydrogène est présent dans de nombreuses substances courantes, telles que l'eau (H₂O), les
hydrocarbures et divers composés organiques.
En raison de sa réactivité et de ses propriétés uniques, l'hydrogène est largement utilisé dans
l'industrie chimique, le raffinage pétrolier, la production d'électricité à partir de piles à
combustible et comme vecteur énergétique potentiellement important pour la transition vers
des sources d'énergie plus propres et renouvelables.
B.
Propriétés physico-chimiques :
Tableau1 : Propriétés de l’hydrogène
Etat physique
A pression et températures ambiantes
l’hydrogène est un gaz incolore, inodore et
insipide.
Densité
L’hydrogène est moins dense que l’air, ce qui
signifie qu’il s’élève lorsqu’il est libéré dans
l’atmosphère.
Réactivité
L’hydrogène est hautement réactif, il peut
réagir avec de nombreux éléments pour
former une grande variété de composés, tels
que l’eau (H2O) , les hydrocarbures, les
acides, etc.
Solubilité
L’hydrogène est faiblement soluble dans
l’eau et d’autres solvants courants.
Diatomicité
Dans des conditions normales, l’hydrogène
existe sous forme diatomique (H2), où deux
atomes d’hydrogène sont liés par une liaison
covalente.
Combustibilité
L’hydrogène est hautement inflammable
lorsqu’il est en présence d’oxygène.
Tableau 2 : Propriétés de l’hydrogène moléculaire
Poids moléculaire
2,016g/mol
Longueur de liaison
0.7416 Å
Energie de dissociation de liaison H-H
435,93 KJ/mol
Température = -259,19°C
Point triple
Pression = 7,2 KPa
Température = -240°C
Point critique
Pression = 1296,4 KPa
Densité en phase solide = 86,71 Kg/m3
Densité
Densité en phase liquide = 70,99 Kg/m3
Densité en phase gazeuse = 0,089 Kg/m3
Température d’ébullition à Patm = -252,78
Transition de phase
°C
Température de fusion à Patm = -259,20 °C
C.
Les différents types d’hydrogène :
La distinction entre les différentes couleurs d'hydrogène est utilisée pour décrire les diverses
méthodes de production de cet élément crucial dans le contexte de la transition énergétique.
Elle est essentielle pour comprendre les implications environnementales et socio-économiques
de sa production.
Figure 6 : Classification de l’hydrogène selon les méthodes de production

L’hydrogène « vert » est produit grâce à un procédé appelé « électrolyse » de l’eau.
On parle d’hydrogène vert lorsque l’énergie utilisée pour effectuer l’électrolyse est
renouvelable. Cette technique - bien qu’onéreuse – ne rejette pas de dioxyde de
carbone.

L’hydrogène « jaune » utilise le même procédé que l’hydrogène « vert », à la
différence que l’électrolyse de l’eau se fait à partir d’électricité nucléaire.

On parle d’hydrogène « gris » pour désigner l’hydrogène produit par vaporeformage
du méthane, sans captage du gaz à effet de serre.
Extrêmement polluant – environ 10 kg de CO2 rejetés par kg d’hydrogène produit.

L’hydrogène « bleu » est une variante du « gris ». Le procédé de production est le
même : le reformage à la vapeur. Mais dans ce cas, les gaz à effet de serre ne sont pas
relâchés dans l’atmosphère. Le captage et le stockage dans le sol du CO2 permettent
donc de réduire l’empreinte carbone. Mais celui-ci n’est pas totalement neutre car 10 à
20% du CO2 rejeté ne peut être capté. On parle donc plutôt d’hydrogène bas carbone.

L’hydrogène « brun » est produit en transformant un charbon appelé lignite en gaz. Ce
traitement thermique sous pression et à température élevée – plus de 700°C - crée un
gaz de synthèse, le syngas, qui est un mélange de monoxyde de carbone, d’hydrogène,
de vapeur d’eau et de dioxyde de carbone. Par reformage à la vapeur, on extrait du
dihydrogène de ce syngas.

L’hydrogène « noir » quant à lui est produit de la même façon, mais à partir de
charbon bitumineux. La production d’hydrogène « brun » ou « noir » est un procédé
extrêmement polluant puisque que les gaz à effet de serre ne peuvent être réutilisés et
sont relâchés dans l’atmosphère.
Production d’hydrogène :
IV.
A.
Fondamentaux
Doté d’un seul électron périphérique, l’hydrogène est chimiquement l’atome le plus réducteur
et peut se lier à pratiquement tous les éléments.
Selon les connaissances actuelles, il est très peu présent sous forme H2 dans la croûte (2/1000
des atomes) comme dans l’atmosphère (0,5 ppm) alors qu’il est l’atome le plus répandu dans
l’Univers dont il constitue plus de 90% des atomes et 75% de la masse.
Sur Terre, l’hydrogène réducteur est présent dans une multitude de molécules : avec
l’oxygène, il forme l’eau ; avec le carbone, le méthane et la famille des hydrocarbures
constituant la chimie organique ; avec l’azote, l’ammoniac et ses dérivés (engrais) ; avec les
halogènes, les acides forts (comme l’acide chlorhydrique), etc.
L’hydrogène ne constitue donc pas sur Terre une énergie primaire directement
disponible comme le charbon ou le pétrole. C’est seulement un vecteur d’énergie qui doit être
produit en l’extrayant de ses composés et qui peut alors réagir puissamment avec les
oxydants, en particulier l’oxygène, en dégageant beaucoup d’énergie.
Comme vecteur d’énergie, le dihydrogène possède trois aptitudes exceptionnelles :

La plus grande densité massique d'énergie, 1 kg d’hydrogène contient autant d’énergie
qu’environ 3 kg de pétrole ;

Une combustion très énergétique dans l’oxygène avec production d’eau pure ;

Une dualité profonde avec l’électricité, avec une capacité de transformation réciproque
directe par électrolyse ou pile à combustible.
En 2022, la production annuelle mondiale de dihydrogène est d’environ 70Mt (106 tonnes).
Elle est issue à environ 70% de gaz naturel par vaporeformage, à 25% de charbon par
oxydation partielle et à 2% de l’eau par électrolyse.
Tableau 3 : Part de chaque procédé dans la production mondiale d’hydrogène
Technologie
Part dans la production
Principale source d’énergie
mondiale
Vaporeformage
70%
Gaz naturel
Oxydation partielle
28%
Charbon
Dissociation
3%
Gaz naturel
2%
Electricité
thermochimique de l’eau
Electrolyse de l’eau
fossile/nucléaire/renouvelable
B.
Vaporeformage :
C’est la méthode la plus utilisée qui consiste à faire réagir certains hydrocarbures
(principalement le méthane) avec de la vapeur d’eau.
Méthane
CH4
Désulfuration
Vaporeformage
CH4+H2o CO+3H2
Vapeur
840 à 920 °C
Vapeur
CO+H2OCO2+H2
Purification et
séparation
CO, CO2, CH4
Compression
H2
Distribution ou
stockage
Figure 7 : Procédé de vaporeformage
a)
Reformage à la vapeur (Steam Reforming) :
Le gaz naturel, désormais purifié, est introduit dans un réacteur où il réagit avec de la vapeur
d'eau à des températures élevées (entre 840°C et 920°C) et sous pression élevée (entre 20 et
30 bars), la vapeur d’eau et le méthane vont réagir et former un gaz de synthèse composé
principalement de monoxyde de carbone et d’hydrogène suivant la réaction :
CH4+H2O↔CO+3H2 ∆H° (298K) =206kJ /mol. Éq1
Ces processus sont hautement endothermiques, ce qui signifie qu'ils nécessitent un apport
d'énergie sous forme de chaleur.
Le monoxyde de carbone va ensuite réagir avec la vapeur d’eau en excédant, et à nouveau
former de l’hydrogène, mais aussi du dioxyde de carbone.
CO + H₂O -> CO₂ + H₂ ∆H° (298K) =−41kJ /mol. Éq2
Cette réaction est exothermique et généralement catalysée par des catalyseurs à base de
chrome ou de cuivre.
Le bilan des deux réactions donne :
CH4 + 2H2O → CO2 + 4H2. Éq3
b)
Séparation de l'hydrogène :
L'hydrogène produit, désormais purifié, est séparé du mélange gazeux résultant. Cela peut être
accompli par le PSA (Pressure Swing Absorption) qui absorbe les impuretés, ou la
méthanisation, plus efficace et de plus en plus utilisée par les industriels.
c)
Éventuelle capture et séquestration du CO₂ :
Si la production d'hydrogène est associée à des préoccupations environnementales concernant
les émissions de CO₂, une étape supplémentaire peut être ajoutée pour capturer et séquestrer
le CO₂ produit lors du reformage à la vapeur et de la réaction de déplacement de l'eau.
Les fractions molaires moyennes du mélange obtenu en fin de procédé sont données dans le
tableau suivant.
Tableau 4 : Les fractions molaires moyennes obtenues en fin de vaporeformage
% H2
70
% CO2
28
% N2, CH4
2
% CO
Quelques ppm
Il convient de noter que le vaporeformage est le procédé le plus économique actuel pour
produire l’hydrogène industriel, évalué à 1,5 €/kg. Bien qu'elle soit largement utilisée en
raison de sa rentabilité, pose des défis en termes d'empreinte carbone, pour une tonne de
H2 produite, 10 à 11 tonnes de CO2 sont produites et en général émises dans l’atmosphère.
C.
Oxydation partielle :
On peut aussi directement oxyder les hydrocarbures en présence d’air ou d’oxygène pur pour
synthétiser de l’hydrogène. Dans le cas du méthane, les réactions sont :
CH4+ 1/2 O2 ↔CO+2H2 ∆H°(298K) =−36kJ /mol. Éq4
CH4+O2↔CO2+2H2 ∆H°(298K) =−319kJ /mol. Éq5
Ces réactions sont exothermiques et ne nécessitent pas de catalyseurs. Mais en pratique, en
sortie de réacteur, on obtient un mélange d’un grand nombre de composés qu’il faut donc
séparer. Notamment des composés soufrés apparaissent, en raison de présence de soufre dans
les hydrocarbures non préalablement traités. Aussi, une étape de désulfuration est nécessaire
en fin de procédé pour éliminer les polluants soufrés.
D.
Reformage autotherme ou autothermal reforming :
Certains procédés combinent les deux réactions, l’oxydation partielle et le reformage
catalytique à la vapeur. La combustion partielle apporte l’énergie nécessaire pour compenser
l’endo-thermicité de reformage catalytique.
Les deux principales réactions qui se produisent sont :
CH4+2O2↔ CO2+2H2O ∆H° (298K) =−802kJ /mol. Éq6
CH4+H2O↔ CO+3H2 ∆H° (298K) =206kJ /mol. Éq7
L’intérêt de ce procédé réside dans la complémentarité au niveau thermique de ces deux
réactions.
E.
Gazéification de la biomasse
1.
Définition
La « gazéification » désigne une transformation thermochimique consistant à décomposer par
la chaleur un solide combustible carboné (charbon, biomasse) en présence d’un réactif gazeux
(gaz carbonique, vapeur d’eau puis oxygène/air) dans le but d’obtenir un mélange gazeux
combustible. La réaction de gazéification se passe dans des conditions de température très
élevées (plus de 1000 °C). Le gaz de synthèse obtenu à la fin, appelé « syngas » (pour
« synthetic gas »), est un mélange de deux gaz combustibles : le monoxyde de carbone (CO)
et l’hydrogène (H2).
Il est à noter qu’un kg de biomasse (bois) permet de produire entre 1 et 1,3 kWh d’énergie
électrique et entre 1,7 à 2,5 kWh d’énergie thermique. À titre de comparaison, 1kg de gaz ou
du pétrole fournit environ 12 kWh d’énergie thermique.
2.
Fonctionnement technique
Pour parvenir à la production du syngas, plusieurs réactions préalables sont nécessaires.
L’ensemble de ce processus est appelé gazéification. Il nécessite, à partir d’une matière
organique, d’obtenir au préalable dans le réacteur de la vapeur d’eau (H2O), du carbone (C) et
de produire une chaleur suffisante pour la réaction finale de gazéification. Quatre étapes
successives, fortement couplées, sont nécessaires, la troisième produisant la chaleur requise
par les trois autres.
Figure 8 : Processus de gazéification
a)
Séchage de la matière pour produire de la vapeur d’eau
Cette étape se déroule à des températures comprises entre 100°C et 160°C. Sous l’effet de la
chaleur, l’eau contenue dans la matière organique s’évapore.
Le combustible carboné résultant est sec et de différentes natures (charbon, biomasse, etc.).
Dans le cas de produits non homogènes, une phase préalable (tri, broyage) est nécessaire
avant d’introduire cet intrant dans le gazéifieur.
Biomasse humide + chaleur  Biomasse sèche + H2O Eq 8
b)
Pyrolyse des intrants pour obtenir du coke et des gaz de
pyrolyse :
Cette étape anaérobie se déroule à des températures situées entre 120 °C et 600 °C. Elle ne
produit ni ne consomme d’énergie. En augmentant progressivement la température en
l’absence d’oxygène, la matière séchée se décompose et les atomes de carbone s’associent
entre eux. Il se forme alors :

Du carbone réducteur presque pur (coke ou résidus de carbone) ;

Un mélange de gaz oxydants non-condensables composés majoritairement d’oxyde de
carbone (CO) et d’hydrocarbures (CH4) appelés « gaz de pyrolyse » ;

Des goudrons et des matières volatiles condensables issues de vapeurs de composés
organiques (acides acétiques, aldéhydes).
c)
Oxydation des gaz de pyrolyse pour générer une chaleur
suffisante à la gazéification :
Cette étape se déroule en présence d’oxygène à des températures comprises entre 1 200°C et
1 500°C. Les matières volatiles issues de la pyrolyse s’oxydent. Cette combustion dégage la
chaleur nécessaire aux deux étapes précédentes et à l’étape suivante de la gazéification. Elle
nécessite un fort apport en oxygène.
d)
4e étape : la réduction ou « gazéification » du carbone pour
produire le syngas
Cette étape se déroule à des températures comprises entre 800 °C et 1200° C. En l’absence
d’oxygène, le coke obtenu lors de la phase de pyrolyse réduit la vapeur d’eau et le gaz
carbonique obtenus dans l’étape précédente respectivement en hydrogène et en oxyde de
carbone pour former du syngas, combustible mélangeant en proportions variables CO et H2.
3.
Les différents procédés de gazéification :
Le choix d'un type de procédé est guidé par la taille de l'installation, le solide combustible
carboné utilisé, l'usage du gaz produit et la maturité des technologies.
a)

Le procédé à lit fixe
Il peut être soit à co-courant soit à contre-courant.
Figure 9 : Le procédé de gazéification à lit fixe à co-courant

À co-courant, les différentes étapes de la réaction de gazéification sont successivement
réalisées de haut en bas dans le réacteur. La matière organique est d’abord introduite à
son sommet. De l’air est injecté à mi-hauteur pour amorcer la combustion et fournir de
la chaleur à l’ensemble du réacteur. L’augmentation progressive de la température
permet d’obtenir les différentes réactions entrainant les gaz produits vers la zone la
plus chaude du réacteur. Le syngas est récupéré au niveau du socle du gazéificateur.
Figure 10 : Le procédé de gazéification à lit fixe à contre-courant

À contre-courant, l’air est injecté à la base du réacteur et le syngas est récupéré sous
son sommet, au-dessus de la zone de pyrolyse. Les goudrons sont moins nombreux à
s’échapper du réacteur et l’encrassement des conduits est donc plus limité.
F.
Production d’hydrogène par électrolyse de l’eau :
1.
Introduction :
L’électrolyse de l’eau a été conduite pour la première fois dans les années 1800 par Nicholson
et Carlisle, cette technique nécessite de l’électricité pour dissocier la molécule d’eau en
dihydrogène et en dioxygène suivant la réaction :
H2O + électricité → H2 + 1/2 O2 + chaleur (1). Éq9
Elle possède différentes variantes, à différentes températures à savoir :
• Electrolyse de l’eau à basse température (< 200°C) alcaline utilisant une solution aqueuse
d’acide sulfurique (H2SO4) ou d’hydroxyde de potassium (KOH).
• Electrolyse de l’eau à basse température (< 200°C) utilisant un électrolyte solide :
membrane polymère conductrice de protons PEM.
• Electrolyse de l’eau à haute température (> 400°C) utilisant une membrane céramique
conductrice d’ions oxydes ou protonique, qui doit être couplée à un système solaire à
concentration, ou à un réacteur nucléaire à haute température pour profiter d’une source de
vapeur de bas coût.
a)
Description de la cellule d’électrolyse :
Une cellule d’électrolyse est constituée de deux électrodes (anode et cathode) reliées à un
générateur de courant continu, et séparées par un électrolyte (milieu conducteur ionique). Cet
électrolyte peut être soit une solution aqueuse acide ou basique, soit une membrane polymère
échangeuse de protons, soit une membrane céramique conductrice d’ions. Suivant le cas, les
demi-équations électrochimiques qui se déroulent à chaque électrode sont différentes comme
le présente la Figure 12. Chaque procédé a ses avantages et inconvénients et peut être utilisé
en fonction des applications désirées.
Figure 12 : Cellules d’électrolyse de l’eau
2.
Électrolyse de l'alcaline
L'électrolyse alcaline est un processus électrochimique dans lequel une solution alcaline,
généralement une solution aqueuse d'hydroxyde de potassium (KOH) est utilisée comme
électrolyte dont la concentration varie en fonction de la température (typiquement de 25 % en
masse à 80 °C jusqu’à 40 % à 160 °C) ; voici les étapes du processus :
Disposition des électrodes : Deux électrodes sont plongées dans la solution alcaline, une
anode (électrode positive) et une cathode (électrode négative). Les électrodes sont souvent
faites de matériaux conducteurs comme le nickel ou le platine et sont séparées par un
diaphragme qui a pour fonction de séparer les gaz produits (Figure 13).
Figure 13 : Électrolyse de l'alcaline

Réactions à la cathode :
4H2O + 4e-  2H2+ 4OH-. Éq9
À la cathode, les ions hydrogène (H⁺) se combinent avec les électrons libres provenant de
l'anode pour former de l'hydrogène gazeux (H₂), tandis que des ions hydroxyde (OH⁻) sont
générés.

Réactions à l'anode :
4 OH⁻  O2 + 2H2O + 4e- Eq 10.
A l’anode les ions hydroxyde (OH⁻) subissent une oxydation pour produire de l'oxygène
gazeux (O₂), de l'eau (H₂O) et des électrons.
Ces deux demi-réactions combinées donnent la réaction globale de l'électrolyse de l'eau en
solution alcaline :
2H2O→2H2+O2 Eq 11.
3.
Electrolyse à haute température :
L’électrolyse de l’eau à haute température ou EHT (entre 700 et 1000°C) est une technique
similaire à l’électrolyse alcaline, mais qu’elle utilise de la vapeur d’eau au lieu de l’eau
liquide. La vapeur d’eau est dissociée à la cathode ou à l’anode selon la nature de l’électrolyte
(figure 14), les réactions mises en jeu au niveau des électrodes sont décrites dans le tableau.
Tableau 5 : Réactions mises en jeu pour une HTE.
Electrolyte
Réaction A conduction d’ions oxydes
Anode
H2O(g) + 2e- → H2(g) + O2-
Cathode O2-→ ½ O2 (g) + 2e-
A conduction protonique
2H+ + 2e- → H2 (g)
H2O(g) → 2H+ + ½ O2(g) +
4e-
Globale
H2O (g) → H2 (g) + ½ O2(g)
Figure 14 : Principe de HTE selon le type d’électrolyte
Dans le premier cas, une réduction de la vapeur d'eau se produit, entraînant la formation
d'hydrogène et d'oxygène, grâce à la différence de potentiel entre les électrodes suivant la
réaction :
H2O(g) + 2e- → H2(g) + O2-. Équation 12
Le surplus de la vapeur d'eau et de l'hydrogène seront évacués.
Sous l’effet du champ électrique les anions O2- qui passent de la cathode à l’anode seront
oxydés en O2 et évacués.
O2-→ 1/2 O2 (g) + 2e-. Équation 13
Afin de faciliter l’évacuation de l’oxygène, un gaz de balayage (air, azote ou vapeur d’eau),
est parfois utilisé.
L’EHT présente un avantage énergétique puisque d’un point de vue thermodynamique,
l’énergie nécessaire à la décomposition de l’eau est apportée à la fois par l’électricité et la
chaleur, moins chère que l’électricité seule, et d’un point de vue cinétique, les pertes
ohmiques, qui sont principalement liées à des phénomènes de surtension, diminuent quand la
température augmente. La figure 3, montre que la quantité d’énergie totale nécessaire pour la
décomposition de la molécule d’eau en phase liquide est environ 16 MJ/Kg H2 O, cette
énergie diminue jusqu’à 13.5 MJ/Kg H2 O en phase vapeur.
Figure 14 : Energie à fournir pour une réaction d’EHT
L’énergie électrique nécessaire pour la dissociation de l’eau diminue avec l’augmentation de
la température, le rapport ΔG/ΔH est de 93% à 100°C et 70% à 1000°C, ce qui est expliqué
par la diminution du besoin en énergie électrique avec l’augmentation de la température. Par
conséquent, à des températures plus élevées, une grande partie de l’énergie peut être fourni
sous forme de chaleur.
4.
Electrolyse de l’eau à membrane échangeuse de protons :
a)
Description générale
Les électrolyseurs à membrane polymère échangeuse de protons (PEM) sont très prometteurs
pour la production d’hydrogène : ils sont compacts, performants électriquement (1 à 4 A cm2), produisent de l’hydrogène très pur (pas ou peu de pollution par l’électrolyte), nécessitent
peu de maintenance et surtout peuvent être alimentés par de l’électricité provenant des EnR.
Cependant, cette technologie demande des améliorations en particulier au niveau des coûts de
ses composants qui sont encore très élevés.
Les membranes (environ 550 € m-2 pour une membrane Nafion® 115 - Sigma Aldrich), les
catalyseurs (métaux nobles de plusieurs k€ kg-1) les plaques bipolaires utilisés sont chers, et il
est important d’optimiser leur utilisation tout en cherchant des alternatives car il n’y a peu
d'espoir de diminution des coûts, même en envisageant une production en série.
Figure 16 : Cellule de type PEM
Une mono-cellule de type PEM est constituée de plusieurs éléments visibles sur la Figure cidessus. L’Assemblage Membrane Electrodes ou AME est composé de deux électrodes de part
et d’autre d’un électrolyte polymère qui permet l’échange des protons tout en étant isolant
électronique et peu perméable aux gaz. Des catalyseurs déposés sur les électrodes favorisent
les réactions. L’eau est oxydée à l’anode et se décompose selon la demi-réaction suivante
pour produire des protons et de l’oxygène :
H2O  1/2 O2 +2H+ +2e- ; EH2O/ H+ = 1,23 V vs ERH. Eq 14
Les protons H+ migrent vers la cathode à travers la membrane sous l’effet du champ
électrique et du gradient de concentration où ils sont réduits en hydrogène moléculaire (avec
les électrons provenant du pôle négatif du générateur) selon la demi-réaction :
2H++ 2 e-  H2 ; E H+/H2 = 0 V. Eq 15
b)
Rôles et propriétés des différents composants d’un électrolyseur
PEM
(1)
ASSEMBLAGE MEMBRANE ELECTRODES (AME)
Dans un AME, la membrane sert à la fois d’électrolyte à conduction ionique et de séparateur
des gaz produits par la réaction d’électrolyse. Les gaz produits sont rejetés à l’arrière des
lignes de champs. Une telle configuration permet de fortement réduire la distance interpolaire
mais exige l’utilisation d’électrodes de structures complexes, poreuses aux gaz, conductrices
ioniques et électroniques. Il s’agit de problèmes de percolation spatiale de trois phases.
En effet, pour qu’un AME soit le siège de la réaction d’électrolyse de l’eau, certaines
conditions doivent être satisfaites :
• Chaque électron libéré du catalyseur anodique (équation Eq.) doit trouver son chemin vers
les particules de catalyseurs cathodiques pour se recombiner suivant l’équation Eq. ; un
passage suffisamment conducteur doit donc exister. En parallèle, un chemin avec une
conductivité protonique suffisante doit être disponible pour transporter les protons du
catalyseur anodique au catalyseur cathodique.
• La réaction d’électrolyse consomme de l’eau qui doit être apportée en quantité suffisante à
l’interface anode/électrolyte.
• Les produits de réaction O2 et H2 doivent être évacués des catalyseurs anodique et
cathodique.
Ces zones en trois dimensions où le catalyseur, l’ionomère et le réactif sont en contact sont
appelées zones de points triples.
(A)
LES ELECTRODES
Les électrodes sont le siège des réactions électrochimiques. Elles sont composées d’une
couche de matériau catalytique (catalyseurs + ionomère) et d’une couche de diffusion. La
couche de diffusion est utilisée pour améliorer le passage du courant et faciliter le transport
des réactifs et des produits.
Le choix des catalyseurs nécessite la prise en compte de plusieurs facteurs :
• L’activité catalytique vis-à-vis des réactions concernées,
• La stabilité chimique vis-à-vis de l’électrolyte et des produits de la réaction,
• La stabilité électrochimique en fonction du potentiel des électrodes,
• Le coût,
• La facilité à former, sur les membranes, des dépôts poreux, homogènes, adhérents ayant des
surfaces spécifiques importantes,
• La stabilité mécanique sous fort dégagement gazeux,
• La conductivité électronique,
• La sensibilité à l’empoisonnement,
• La morphologie (taille des cristaux, cristallinité, réseaux…).
D’un point de vue thermodynamique, l’électrolyse de l’eau peut être réalisée à partir de 1,23
V dans les conditions standard de pression et de température. Cependant, les potentiels de
fonctionnement sont toujours supérieurs à cette valeur idéale à cause de l’apparition de
différentes surtensions. Ainsi, les tensions habituelles de fonctionnement sont comprises entre
1,4 et 2 V ce qui impose de fortes contraintes dans le choix des matériaux.
La problématique du choix des matériaux n’est donc pas la même à l’anode et à la cathode
puisque les potentiels des électrodes sont différents (supérieurs à 1,6 V vs. ERH à l’anode et
inférieurs à 0 V vs. ERH à la cathode). C’est pourquoi, le choix des catalyseurs anodiques et
cathodiques sera distingué dans ce qui suit.
(i)
A la cathode : Réaction de dégagement
de l’hydrogène
La cathode est le siège de la réaction de dégagement de l’hydrogène. L’activité catalytique
d’un matériau peut être évaluée en représentant la surtension ou le courant de réaction en
fonction d’un paramètre énergétique spécifique (force de liaison M- H, enthalpie de
réaction…). La Figure 7 est un exemple de ce type de tracé représentant le logarithme de la
densité de courant du dégagement d’hydrogène en fonction de la force des liaisons M-H sur
différents métaux.
Figure 17 : densité de courant du dégagement d’hydrogène en fonction de la force des liaisons
M-H sur différents métaux.
Les métaux avec des énergies de liaisons intermédiaires sont les plus actifs vis-à-vis de la
réaction de dégagement de l’hydrogène tandis que ceux situés de part et d’autre ont des étapes
de désorption de l’hydrogène cinétiquement lente.
Catalyseurs conventionnels à base de platine :
Le platine est connu pour être le catalyseur le plus actif vis-à-vis de cette réaction. Comme le
platine est coûteux (> 30 k€ kg-1) il est important d’optimiser son utilisation. Ainsi pour
réduire les coûts, l’objectif est d’obtenir la plus grande surface active possible pour augmenter
l’utilisation du platine et réduire les chargements. Pour cela, les nanoparticules de platine sont
généralement déposées sur un support carboné de type Vulcan XC-72® ou Black Pearls 2000
(noir de carbone). Ces poudres ont de très grandes surfaces spécifiques (respectivement 250
m² g-1 et 1300 m² g-1). L’utilisation de noir de platine est aussi courante. Même s’il n’est pas
présenté sur cette figure, le palladium est régulièrement utilisé car son comportement électrocatalytique vis-à-vis de la réduction du proton est intéressant (bien qu’inférieur à celui du
platine) et son coût est quatre fois moindre que celui du platine (il est en outre trois fois plus
abondant sur Terre).
Remplacement des métaux nobles par des complexes organométalliques :
Les métaux comme le cobalt ou le fer sont aussi bons catalyseurs de la réaction de
dégagement de l’hydrogène mais ils ne sont pas stables dans les conditions d’électrolyse
PEM. Une solution possible consiste à protéger ces atomes métalliques en les entourant par un
certain nombre de ligands. Les recherches font mention de nombreux complexes
organométalliques catalysant la réduction des protons en hydrogène moléculaire. Leur activité
catalytique dépend en général de la formation d'un centre métallique de faible degré
d'oxydation. Les électrons nécessaires à cette réduction peuvent être obtenus d’un réducteur
chimique sacrificiel ou d’une électrode inerte conductrice sur laquelle le complexe est
fonctionnalisé. Pour être utilisés dans un assemblage membrane électrodes, ces complexes
sont adsorbés à la surface d’un support carboné comme le Vulcan® Il est aussi possible de
jouer sur la nature chimique des substituants du ligand pour modifier le potentiel
thermodynamique d'oxydo-réduction du centre métallique de manière à le rapprocher de celui
du couple H+ /H2 à catalyser et réduire ainsi la surtension nécessaire au bon déroulement de
la réaction.
Figure 18 : complexe de cobalt
(ii)
A l’anode : Réaction de dégagement de
l’oxygène
L’anode est le siège de la réaction d’oxydation de l’eau en oxygène. La surtension anodique
est la cause principale d’irréversibilité dans une cellule PEM d’électrolyse de l’eau. Il est donc
important d’étudier les catalyseurs permettant de réduire ces surtensions afin de diminuer
l’énergie nécessaire à l’électrolyse. De plus, le potentiel de fonctionnement de l’anode est très
élevé (supérieur à 1,6 V vs. ESH) ce qui limite la gamme de matériaux utilisables qui peuvent
le supporter. Par exemple, l’utilisation de matériaux carbonés n’est pas possible à l’anode car
le carbone s’oxyde en milieu acide (C + 2H2O  CO2 + 4H+ + 4e-) pour des potentiels
supérieurs à 1 V vs. ESH.
Choix du catalyseur anodique :
A l’anode, les oxydes de métaux nobles (oxydes d’iridium et de ruthénium) sont
majoritairement utilisés car ils sont bons conducteurs électroniques, stables à ces potentiels
élevés de fonctionnement et présentent des propriétés électro-catalytiques intéressantes vis-àvis de l’électro-oxydation de l’eau. Néanmoins, comme ils sont parmi les métaux les plus
denses (d IrO2 = 11,66 g cm-3), pour obtenir une continuité électrique de la couche anodique,
les chargements doivent être très élevés, de l’ordre de 2-4 mg cm-2. De plus, l’iridium est l’un
des éléments les plus rares dans la croute terrestre avec une fraction massique moyenne de
0,001 ppm. En comparaison, l’or et le platine sont 40 et 10 fois plus abondants 66–68. La
réduction de la quantité de métaux nobles est donc un enjeu majeur.
Plusieurs pistes sont envisagées comme l’alliage avec des métaux non nobles, l’utilisation de
matériaux supports conducteurs ou l’utilisation d’architectures innovantes.
(B)
MEMBRANE
Les membranes utilisées en électrolyse PEM sont majoritairement des polymères échangeurs
de cations. Le Nafion® échangé dans l’acide est le polymère le plus utilisé. Le Nafion® est
un ionomère composé d’un squelette hydrophobe de type poly(tetrafluoroethylene) (PTFE)
sur lequel sont greffées des chaînes pendantes perfluorées (perfluorovinylether) terminées par
des groupes sulfoniques. Il a une bonne conductivité protonique et de bonnes stabilités
chimique et thermique. Les propriétés mécaniques et physico-chimiques des membranes
perfluorosulfonées de type Nafion® dépendent directement de leur degré d'hydratation 119.
La firme Dupont de Nemours commercialise le Nafion® sous différentes formes et
notamment sous forme de films de 25 à 300 µm d’épaisseur. Le Nafion® est assez cher
(environ 800 € m-2 pour le NRE 115-CS, épaisseur 127 µm). Des recherches d’alternatives
aux polymères perfluorosulfonés sont en cours. On peut citer les réseaux interpénétrés de
polymères où l’idée est d’associer les propriétés respectives de tenue mécanique et de
conduction protonique de plusieurs polymères.
5.
Comparaison des différentes techniques de production d’hydrogène par
électrolyse de l’eau :
Tableau 6 : Comparatif des techniques d’électrolyse
Electrolyse alcaline
Electrolyse PEM
Electrolyse à haute
température
-Technologie mature
- Catalyseur non
Avantages
noble
- Stack au niveau du
MW
- Réponse rapide aux
- Rendement électrique élevé
variations de charge
- Diminution des coûts
- Compacité du système
d’électricité nécessaire
(fonctionnement à fortes
densités de courant)
- Haute pureté des gaz
produits – Durabilité
- Fonctionnement à haute
pression
-Catalyseur non noble Compacité du système
-Fonctionnement à haute
(fonctionnement à fortes
pression
densités de courant)
- Faibles densités de
courant
- Faible pureté des
gaz à cause de la
perméation à travers
Inconvénients le diaphragme
- Systèmes non
compacts à cause de
l’utilisation d’un
électrolyte liquide
- Environnement très oxydant
qui limite l'éventail de
matériaux potentiellement
utilisables
- Coût des catalyseurs (métaux
- Développement à l’échelle
du laboratoire - Durabilité
nobles), de l’électrolyte solide,
des plaques bipolaires et des
collecteurs de courant en
- Faibles pressions de titane
fonctionnement
- Stack inférieur au MW
- Délai de réponse
lors de variations de
régime
Après analyse du Tableau 2, il apparait que chaque technologie, du fait de ses
avantages/inconvénients, peut trouver son propre créneau de marché.
Ce qui nous intéresse ici c’est l’électrolyse PEM pour sa capacité de couplage avec les
énergies renouvelables ; l’électrolyse PEM vise en effet les marchés de stockages des énergies
renouvelables car elle est en mesure d’absorber aisément les fortes variations de la production
électrique solaire ou éolienne pour le stockage de l’électricité sous forme chimique que
représente l’hydrogène.
6.
Prévision de cout
L'hydrogène d'origine renouvelable devient de plus en plus compétitif en termes de prix par
rapport à l'hydrogène d'origine fossile. Selon une étude de BloombergNEF, les coûts de
production de l'hydrogène vert provenant de l'électrolyse de l'eau avec de l'électricité
renouvelable devraient chuter considérablement d'ici 2050, atteignant même moins d'un dollar
le kilogramme dans de nombreux marchés. D'ici 2030, l'hydrogène vert devrait être moins
cher que l'hydrogène "bleu" (produit à partir de sources fossiles avec capture et séquestration
du CO2) dans tous les marchés étudiés. À l'horizon 2050, il devrait également être moins cher
que l'hydrogène "gris" (issu de sources fossiles sans capture du CO2) et même que le gaz
naturel dans certains pays. Cette baisse des coûts pourrait révolutionner le paysage
énergétique mondial, permettant à une part importante de l'économie mondiale de passer à des
sources d'énergie propre sans coûts supplémentaires par rapport aux énergies fossiles.
Cependant, pour atteindre ce niveau de compétitivité, le soutien continu des gouvernements
sera crucial.
V.
Stockage et Distribution
A.
Stockage :
1.
Stockages souterrains
Le stockage tampon dans les hubs maritimes pendant des heures ou des jours avant
l’expédition, et le stockage inter-saisonnier (l’hydrogène peut être stocké pendant des mois
sans perte d’énergie) appellent de nouveaux besoins. En s’appuyant sur l’expertise de VINCI
Geostock dans l’industrie pétrolière et gazière, des solutions offrant des centaines de fois la
capacité des réservoirs peuvent être trouvées :

Les cavernes salines, où l’hydrogène peut être stocké pour 0,3 à 0,6 € par kg pendant
30 ans. Développées depuis les années 1970 au Royaume-Uni et les années 1980 aux
États-Unis, les cavernes souterraines commerciales peuvent contenir 4 000 tonnes
d’hydrogène gazeux, et jusqu’à 20 000 tonnes théoriques.

Les aquifères poreux ou les gisements de pétrole ou de gaz épuisés sont des
alternatives qui n’ont pas encore fait leurs preuves et qui pourraient offrir une nouvelle
vie aux actifs passifs. Il faut toutefois garder à l’esprit que les aquifères poreux ou les
gisements épuisés ont été utilisés par le passé pour le « gaz de ville », qui pouvait
contenir jusqu’à 50 % d’hydrogène.

Les cavernes rocheuses sont une autre option actuellement exploitée pour le pétrole et
le gaz qui pourrait être adaptée au stockage de l’hydrogène. Cela nécessitera un certain
effort de R&D pour mettre au point un revêtement approprié.
2.
Stockage d'hydrogène gazeux
L'hydrogène est principalement stocké sous forme gazeuse, surtout pour le transport. Pour
rivaliser avec les hydrocarbures conventionnels, il doit être énergétiquement dense et
compact. Bien que l'hydrogène ait une forte densité énergétique, à pression atmosphérique, il
est très léger et peu dense (0,083 g/l à 20°C et 1 bar). C'est pourquoi il est fortement
compressé avant utilisation, nécessitant 22 MJ/kg pour atteindre 700 bars.
Il existe trois types de réservoirs à hydrogène selon la pression qu'ils supportent : 350 bars,
500 bars et 700 bars. L'hydrogène est idéalement compressé à 700 bars, au-delà de quoi la
compression n'est plus proportionnellement efficace. Cependant, plus l'hydrogène est
compressé, plus le processus devient énergivore.
3.
Stockage d'hydrogène liquide
Stocker de l'hydrogène à l'état liquide augmente sa densité de 40 kg/m³ à 700 bars (gazeux) à
71 kg/m³ à 1 bar (liquide). Cependant, cette méthode est peu répandue car elle nécessite de
refroidir l'hydrogène en dessous de 20.28K (-253°C), une température extrêmement basse qui
est difficile et coûteuse à atteindre et à maintenir. Les défis incluent des coûts énergétiques
élevés pour le refroidissement et l'isolation thermique, ainsi que des problèmes de sécurité liés
à la manipulation de l'hydrogène liquide à de si basses températures.
4.
Stockage par l’adsorption
La physisorption est un phénomène où des molécules se lient à la surface d'un solide via des
interactions de Van der Waals, restant à la surface ou dans les pores du matériau adsorbant.
Ce processus est réversible mais nécessite des conditions de haute pression et des
températures très basses (77K) pour une adsorption élevée. Le charbon actif combiné au
graphite est efficace pour adsorber l'hydrogène, offrant une vaste surface de plusieurs milliers
de m² par gramme. Cependant, à température ambiante, il ne peut adsorber qu'environ 2%
d'hydrogène, rendant cette méthode peu pratique. Des recherches sur les nanotubes de
carbone, qui augmentent la densité et la surface d'adsorption, ont montré des améliorations,
atteignant environ 6% d'hydrogène pour une surface de 3 000 m²/g.
5.
Stockage par absorption
La chimisorption est un processus réversible où un élément se combine chimiquement avec un
matériau, souvent métallique, pour former des hydrures métalliques ou des complexes
hydrogène-métal. Les matériaux couramment utilisés pour stocker l'hydrogène sont le
vanadium, le palladium et le magnésium, en raison de leur grande capacité de stockage.
Contrairement à l'adsorption, l'absorption permet d'intégrer l'hydrogène à l'intérieur du
matériau solide. Certains métaux peuvent stocker plus d'hydrogène par volume que
l'hydrogène liquide, bien que cela représente rarement plus de 10% de la masse totale de
l'hydrure. Pour assurer la durabilité des cycles de charge/décharge, l'hydrogène utilisé doit
être très pur pour éviter la dégradation du matériau absorbant.
B.
Transport
Figure 19 : Distribution de l’hydrogène
1.
Transport sur de courtes et moyennes distances
En dessous de 400 km, les remorques à tubes contenant jusqu’à 600 kg d’hydrogène gazeux à
150-250 bars de pression sont l’option la plus adoptée aujourd’hui, malgré un coût de
transport allant de 0,5 à 1,5 € par kg d’H2.
Les remorques d’hydrogène liquide qui peuvent contenir jusqu’à 4 000 kg d’H2 par
expédition sont moins répandues mais offrent des coûts inférieurs à 0,5 € par kg d’H2.
Jusqu’à 1 500 km, les pipelines peuvent offrir une option plus compétitive, autour de 0,2 à 0,3
€ par kg d’H2.
En outre, les réseaux ont des limites de tolérance de mélange différentes, selon les
réglementations nationales : de 2 à 10 % pour le transport à longue distance et jusqu’à 100 %
pour certains réseaux de distribution.
La construction d’un nouveau réseau dédié au transport de l’hydrogène est une alternative au
rétrofit envisagé par l’Union européenne et le projet European Backbone, mais les deux
nécessiteront un cadre réglementaire clair et précis.
2.
Transport entre continents
Entre les continents, la modernisation ou la construction de nouveaux pipelines d’hydrogène
entraînera des défis géopolitiques. Cette option est néanmoins envisagée par l’UE et le projet
European Backbone, qui voient comme partenaires commerciaux possibles le Maghreb et
l’Ukraine.
Au-delà de 1 500 km, les routes maritimes apparaissent comme des options plus sûres et plus
rentables. L’hydrogène gazeux n’est pas assez dense pour des distances aussi longues, et des
solutions de rechange sont envisagées :

L’hydrogène liquide (LH2), qui est 4 à 5 fois plus dense en énergie que le H2 gazeux
(350 bars). Cependant, l’hydrogène passe de l’état gazeux à l’état liquide à -253°C, ce
qui nécessite une intensité énergétique élevée pour la conversion et le transport :
jusqu’à 30 % de l’énergie initiale de l’hydrogène.

L’ammoniac (NH3), qui ne nécessite que 15 à 30 % de l’énergie initiale pour sa
conversion et sa reconversion, est déjà un actif négociable et une matière première
courante dans l’industrie. Cependant, l’ammoniac est toxique et peut poser des
problèmes pour le transport maritime.

Les transporteurs d’hydrogène organique liquide (Liquid Organic Hydrogen
Carriers ou LOHC), molécules dont le but est de transporter de l’H2 sous forme
liquide à température ambiante. Cependant, la conversion consomme également 35 à
40 % de l’énergie initiale.
Actuellement, les trois solutions font grimper le prix de l’hydrogène au port de 100 à 300 %.
Cela comprend des coûts de conversion et de reconversion de 1 à 2 € par kg d’H2 et des frais
de transport allant de 0,3 à 1,2 € par kg d’H2.
VI. Piles à combustible :
A.
Définition
La pile à combustible ou PAC est un générateur qui convertit directement un combustible en
énergie. Découverte en 1 839 par l'allemand Christian Friedrich Schönbein, elle a ensuite été
concrétisée par Francis T. Bacon dans les années 1930. Elle servira même à alimenter les
missions spatiales Apollo. Sa déclinaison la plus courante est sans doute la pile à hydrogène.
Figure 13 : Pile à combustible
B.
Fonctionnement d’une pile à combustible :
Le principe de fonctionnement d'une pile à combustible est connu depuis plus de 150 ans. Il
repose sur le mécanisme d'oxydoréduction. La PAC comporte deux électrodes à savoir : une
cathode réductrice et une anode oxydante. Ces deux éléments sont séparés d'un électrolyte
central par des catalyseurs.
L'électrolyte peut être solide ou liquide et son rôle principal consiste à faciliter le passage des
ions. La présence d'une membrane échangeuse de proton évite le contact entre les réactifs à
l'anode et à la cathode et bloque le passage des électrons.
L'anode provoque alors l'oxydation du combustible et la libération d'électrons. Ces derniers
sous la contrainte de l'électrolyte chargé en ions passent par un circuit externe qui offre alors
un courant électrique en continu. La réaction d'oxydation électrochimique de l'hydrogène à
l'anode se présente comme suit :
H2 → 2H+ + 2e-. Eq 16
À la cathode, les électrons et les ions se réunissent puis se recombinent avec le second
combustible qui est généralement de l'oxygène. Cette réaction de réduction génère de l'eau, de
la chaleur et du courant électrique.
La pile à combustible fonctionne ainsi en continu aussi longtemps qu'elle est approvisionnée.
La réduction de l’oxygène de l’air à la cathode se déroule selon la réaction suivante :
½ O2 + 2H+ +2e-→ H2O. Eq 17
La réaction globale qui s'opère dans la pile à combustible se présente comme suit :
2 H2 + O2 = 2 H2O. Eq
Figure 14 : Pile à combustible
VII. Panorama des acteurs et des applications :
A. L’Allemagne attire les acteurs internationaux de la
filière
33 milliards d'euros : c'est la somme des investissements présentés dans 62 projets
sélectionnés par le gouvernement allemand dans le cadre de sa stratégie nationale hydrogène.
Ces projets recouvrent quatre domaines principaux tout au long de la chaîne de valeur de
l'hydrogène : la production, les infrastructures, les applications industrielles et celles liées à la
mobilité. Ils bénéficieront en outre de l’apport de 8 milliards d'euros de fonds publics
nationaux et régionaux pour les accompagner dans la transition vers une énergie
propre via l’hydrogène vert.
Enapter, entreprise italo-thaïlandaise spécialisée dans les générateurs hydrogène à hauts
rendements, devient un partenaire de choix pour soutenir l’objectif de l’Allemagne: faire de
l'hydrogène vert le fondement d'un avenir sans émissions.
La petite ville allemande de Saerbeck, en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, est sur le point de
devenir le cœur de l'économie de l'hydrogène : le 15 septembre 2021, la société italothaïlandaise Enapter, spécialisée dans les technologies énergétiques propres, a posé la
première pierre de son Campus Enapter de 82 000 mètres carrés. D'une valeur de 105 millions
d'euros, ce campus produira en série des générateurs d'hydrogène vert : les électrolyseurs.
L'objectif ? Réduire considérablement le coût des électrolyseurs grâce à la production à
grande échelle, rendre ainsi rapidement l’hydrogène vert compétitif par rapport aux
combustibles fossiles et ouvrir la voie de l’énergie propre. L’entreprise ambitionne de
produire 10 000 électrolyseurs par mois sur le campus pour répondre à la demande de
solutions d'hydrogène à faible coût en forte croissance
B. La France veut être un leader de l’hydrogène vert en
2030 :
Le 12 octobre 2021, Emmanuel Macron a pris la parole pour présenter France 2030 : un plan
d’investissement qui s’élève à 30 milliards d’euros sur 5 ans et vise à développer la
compétitivité industrielle et les technologies d’avenir. L'hydrogène fait partie de ces priorités,
au même titre que les batteries et les petits réacteurs nucléaires.
Dans le cadre de ce plan, qui est complémentaire de France Relance, 8 milliards d’euros
seront consacrés à l’énergie et la décarbonation de l’économie. 2 milliards d’euros seront
spécifiquement consacrés à l’hydrogène, qui bénéficiait déjà d’une enveloppe de 7,2 milliards
d’ici 2030. Cela situe donc la France légèrement au-dessus de l’Allemagne, qui avait planifié
9 milliards.
L’objectif est de « devenir le leader de l’hydrogène vert en 2030 » a dit le chef de l’Etat, avec
« au moins deux Gigafactories d’électrolyseurs » sur le territoire français. » Cela fait partie
vraiment d’un des secteurs où nous pouvons être leader. C’est vraiment une filière dans
l’énergie où nous pouvons le faire parce que nous avons des atouts. On a la possibilité de faire
de l’électrolyse très décarbonée, c’est une énorme chance. C’est ce qui nous permettra d’être
en leader », a-t-il souligné. « Ce que nous devons faire absolument pour l’hydrogène, c’est ne
pas répéter les erreurs que nous avons faites sur les énergies renouvelables, a poursuivi M.
Macron. « On a trop peu investi sur l’offre et la capacité à développer notre filière. On doit
développer notre offre industrielle dans l’hydrogène et donc investir massivement dans cette
filière ». D’ici à 2030, le Président souhaite que le pays puisse « produire massivement de
l’hydrogène » et que se développent « l’ensemble des technologies utiles à son utilisation ».
C. Développement de l’hydrogène vert : La Tunisie sur la
bonne voie
Dans le contexte énergétique mondial tendu, la Tunisie s’est penchée sur la question de la
production de l’hydrogène vert. Profitant de sa proximité avec l’Europe, son importante
capacité de production des énergies renouvelables et de son accès à la Méditerranée, la
Tunisie veut se positionner sur la production d’hydrogène vert et compte, en l’exportant vers
l’Europe via le gazoduc transméditerranéen qui relie l’Algérie à l’Italie, être parmi les
principaux fournisseurs de ce marché. Car l’Europe, qui vise atteindre la neutralité carbone en
2050, mise beaucoup sur les pays du Nord d’Afrique, dont la Tunisie, pour réussir sa
conversion vers l’hydrogène propre. Et le programme tuniso-bavarois pour l’hydrogène vert,
qui a été officiellement lancé mercredi 7 septembre, depuis le parc éolien de Sidi Daoued à El
Haouaria, jette, en ce sens, les bases d’une filière émergente.
Une filière émergente :
Ce projet, qui vise à mettre en place un hub tuniso-bavarois de technologies et d’innovation
pour l’hydrogène vert, est financé par l’Etat fédéré de Bavière à hauteur de 820 mille euros. Il
permettra, entre autres, de réaliser une étude qui vise à prospecter les possibilités de
production de l’hydrogène vert en Tunisie et de son acheminement vers l’Europe via le
gazoduc. Il aura également pour mission de conseiller et soutenir les acteurs politiques,
économiques et scientifiques pour la création de partenariats stratégiques, et la mise en place
d’un réseau international d’hydrogène vert, mais aussi d’améliorer les conditions
d’investissement. « Aujourd’hui, c’est la naissance d’une idée de coopération pour
promouvoir l’innovation technologique et mettre en place tout ce qui est nécessaire pour le
développement de l’hydrogène vert en Tunisie. C’est dans un esprit de coopération qu’on va
discuter. L’hydrogène ne date pas depuis longtemps, c’est une filière émergente et les
investissements dans cette filière sont capitalistiques », a déclaré Belhassen Chiboub,
directeur général de l’électricité et des énergies renouvelables au ministère de l’Industrie, des
Mines et de l’énergie. Et d’ajouter : « Si on parle d’un million de tonnes d’hydrogène vert, on
est en train de parler de 15 milliards d’euros d’investissement. On a besoin de s’y engager
pas à pas, de faire toutes les études nécessaires et de créer ces coopérations qui permettraient à
terme de développer les capacités humaines, les infrastructures, et d’avoir tous les ingrédients
pour réussir cette expérience ».
Pour Chiboub, la Tunisie, du fait de ses importantes capacités de production d’énergies
renouvelables (des dizaines de giga watters), peut être le grenier énergétique de l’Europe. « Il
ne s’agit pas uniquement de la problématique du changement climatique, mais cela devient de
plus en plus une question de sécurité d’approvisionnement. Et c’est là que réside l’urgence de
favoriser toute coopération possible en vue d’assurer la sécurité d’approvisionnement
énergétique, aussi bien des pays nord-africains que d’Europe », a-t-il précisé. Il a ajouté que la
Tunisie offre l’avantage du pipeline qui existe entre l’Europe et l’Afrique du Nord qui
pourrait être utilisé dans une première phase en mix entre le gaz naturel et l’hydrogène
pour passer, après avoir effectué les études nécessaires, à 100% hydrogène à l’horizon 2040,
voire 2050.
De son côté, la ministre bavaroise des Affaires européennes et internationales, Huml
Mélanie, a fait savoir que, du côté allemand, la question de l’hydrogène vert est pressante et
relève d’une importance cruciale. L’étude serait, alors, réalisée le plus tôt possible. L’Europe,
qui compte créer d’ici à 2030 un réseau d’hydrogène vert, veut savoir, grâce à cette étude, si
elle va y intégrer le gazoduc transméditerranéen, et aussi déterminer les capacités de
production à partir des ressources disponibles.
Evoquant la nécessité de développer l’hydrogène vert en Tunisie, Hichem Anen, PDG. de la
Steg, a souligné qu’actuellement une équipe de six ingénieurs est en job training en Europe,
formant ainsi un premier noyau de ressources humaines qui travaillera sur le développement
de la filière hydrogène. « Avec ce grand projet d’hydrogène vert, les productions
renouvelables sur site, le gazoduc transcontinental, je pense qu’on a tous les ingrédients pour
pouvoir assurer la production de l’hydrogène vert et l’exportation vers les pays européens »,
a-t-il affirmé.
VIII. Conclusion
L'hydrogène vert se présente comme un vecteur énergétique prometteur pour faciliter la
transition vers une économie plus durable et moins dépendante des combustibles fossiles.
Grâce à ses caractéristiques exceptionnelles, telles que sa haute densité énergétique, sa
combustion propre produisant uniquement de l'eau, et sa capacité de conversion directe avec
l'électricité, l'hydrogène vert peut jouer un rôle central dans la décarbonation de divers
secteurs énergétiques.
La production industrielle d'hydrogène vert, principalement via l'électrolyse de l'eau à partir
de sources renouvelables, est cruciale pour réduire les émissions de gaz à effet de serre.
Actuellement, la production mondiale d'hydrogène est dominée par des méthodes émettrices
de CO2, telles que le vaporeformage du gaz naturel et l'oxydation partielle du charbon. Pour
que l'hydrogène vert devienne une alternative viable, il est essentiel d'augmenter
significativement sa production tout en réduisant les coûts et les impacts environnementaux.
Des investissements dans les technologies d'électrolyse, les infrastructures de transport et de
stockage de l'hydrogène, ainsi que des politiques de soutien et des incitations économiques,
seront nécessaires pour favoriser cette transition. La coopération internationale, l'innovation
technologique et les cadres réglementaires adaptés joueront un rôle déterminant dans la
réussite de cette transition.
En conclusion, l'hydrogène vert offre une voie prometteuse vers une énergie plus propre et
plus durable. En surmontant les défis actuels de production, de coût et d'infrastructure, il
pourra contribuer de manière significative à la réalisation des objectifs mondiaux en matière
de réduction des émissions de carbone et à la création d'un avenir énergétique résilient et
écologique.
IX.
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