Ces dernières années, l’intérêt et l’activité dans le secteur de l’hydrogène se sont accélérés, sous l’impulsion des gouvernements qui reconnaissent le rôle de l’hydrogène dans la transition énergétique et des entreprises du monde entier qui capitalisent sur les opportunités de marché émergentes en fournissant des services, des produits, des technologies et des projets.
Si l’accent a été mis sur le développement en amont de sites de production d’hydrogène à faible teneur en carbone (verts et bleus) et sur les progrès réalisés en aval dans les technologies des piles à combustible et les cas d’utilisation industrielle de l’hydrogène, l’infrastructure intermédiaire nécessaire au stockage et au transport de l’hydrogène a souvent été moins prise en compte.
Le développement de ce maillon essentiel de la chaîne de valeur est vital pour garantir le plein potentiel de l’hydrogène en tant que matière première industrielle, carburant et vecteur d’énergie, en comblant le fossé entre la production et la consommation. Il existe un large éventail de solutions pour le transport et le stockage de l’hydrogène.
Cet article se penche sur les technologies de stockage et de distribution de l’hydrogène, en examinant leurs cas d’utilisation et en mettant en évidence les activités commerciales récentes dans ce domaine*.
Le besoin de stockage et de distribution d’hydrogène
Malgré sa densité énergétique gravimétrique impressionnante, l’un des principaux défis posés par l’hydrogène est la complexité de son stockage et de son transport. Cela est dû à sa densité extrêmement faible dans les conditions ambiantes, ce qui se traduit par une faible densité énergétique volumétrique.
Par conséquent, une compression importante (100 à 700 bars) ou une liquéfaction à un point d’ébullition extrême de -253°C est nécessaire pour augmenter sa densité énergétique volumétrique afin de stocker et de transporter des quantités adéquates.
Bien qu’elles soient parvenues à maturité, les méthodes actuelles de stockage des gaz comprimés et des liquides cryogéniques présentent d’importants inconvénients. Ces méthodes consomment beaucoup d’énergie, ce qui diminue le contenu énergétique net de l’hydrogène.
La compression consomme 10 à 30% de l’énergie d’origine, tandis que la liquéfaction peut en consommer jusqu’à 30 à 40%, avec la contrainte supplémentaire de nécessiter une usine de liquéfaction séparée, ce qui implique des investissements considérables.
Ces inefficacités entravent considérablement certaines applications, telles que la mobilité des véhicules à moteur à combustion interne et le stockage de l’énergie, en réduisant fortement l’efficacité énergétique globale.
Les risques de sécurité liés au stockage du gaz comprimé et les problèmes d’ébullition liés au stockage du H2liquide entraînent des pertes d’hydrogène, ce qui ne fait qu’exacerber les difficultés. Collectivement, ces facteurs rendent le transport national et international de l’hydrogène coûteux et inefficace.
Il existe bien des pipelines d’hydrogène dans le monde, d’une longueur totale estimée à 5 000 km, mais leur portée est largement limitée à des régions spécifiques, comme certaines parties du Texas et de la Louisiane autour de la côte du Golfe du Mexique, ou des zones en France, en Belgique, aux Pays-Bas et en Allemagne.
Généralement exploités par des géants du gaz industriel comme Air Products, Linde et Air Liquide, ces gazoducs desservent des installations industrielles telles que des raffineries situées à une distance limitée des sites de production.
Ce confinement souligne le besoin pressant d’étendre les réseaux de gazoducs pour relier plus largement les différentes régions de production et de consommation.
Options de stockage de l’hydrogène et leurs cas d’utilisation
De nombreuses solutions sont disponibles, mais le choix optimal dépend de la taille du stockage et de l’application. Les réservoirs de stockage de gaz comprimé et d’hydrogène liquide continueront probablement à servir aux applications de stockage stationnaire, telles que les stations de ravitaillement en hydrogène.
Les sphères d’hydrogène liquide peuvent être utilisées pour stocker de grandes quantités sur les sites de production et les terminaux d’importation et d’exportation.
Des acteurs établis comme Tenaris (stockage de gaz comprimé), Chart Industries (réservoirs d’H liquide2) et McDermott CB&I (réservoirs sphériques d’H liquide2) fournissent déjà ces solutions commercialisées.
Les réservoirs d’hydrogène comprimé, en particulier les composites de type III et IV, gagnent du terrain sur le marché des véhicules à moteur à combustion interne, car ils sont les mieux adaptés au stockage de l’hydrogène à bord d’un véhicule.
De nombreux FCEV, tels que le Hyundai Nexo et le Toyota Mirai, utilisent des réservoirs de type IV stockant l’hydrogène à 700 bars. Le stockage comprimé devrait persister dans de nombreux segments de FCEV, en particulier dans les véhicules légers.
Toutefois, les réservoirs d’hydrogène liquide (LH2) présentent l’avantage d’avoir des capacités plus élevées, ce qui pourrait être bénéfique pour les véhicules lourds. C’est pourquoi certaines entreprises, comme Daimler Truck, testent l’utilisation de LH2.
Les systèmes de stockage utilisant des hydrures métalliques sont prometteurs pour des applications stationnaires similaires aux systèmes existants d’hydrogène comprimé et liquide2.
Ces systèmes, qui fonctionnent à des pressions beaucoup plus basses (10-50 bar) et utilisent des cycles de pression pour l’adsorption/la libération, peuvent être plus adaptés aux applications de stockage d’énergie de l’hydrogène en raison de la réduction de la consommation d’énergie et, par conséquent, de l’amélioration de l’efficacité de l’aller-retour.
Des entreprises comme GKN Hydrogen progressent vers la commercialisation, ayant fait la démonstration de leurs systèmes pour le stockage d’énergie hors réseau et la production combinée de chaleur et d’électricité (PCCE) résidentielle. De nombreuses autres entreprises développent des systèmes basés sur les hydrures métalliques.
Le stockage souterrain de l’hydrogène, qui utilise des réservoirs tels que les cavernes de sel, s’appuie sur des méthodes de stockage du gaz naturel bien établies.
Des opérateurs comme Uniper et Gasunie prévoient d’intégrer ces installations dans les réseaux de pipelines d’hydrogène dans les années à venir. Le stockage souterrain devrait jouer un rôle clé dans le stockage saisonnier de l’hydrogène pour approvisionner les secteurs en période de faible demande, à l’instar du stockage du gaz naturel.
Les installations souterraines peuvent également être utilisées par des projets industriels comme réserve tampon d’hydrogène – HYBRIT, un projet d’aciérie durable en Suède, teste un tel concept en utilisant une caverne rocheuse revêtue (LRC).
Cependant, la réglementation et les longs délais de développement des projets restent des défis majeurs pour ce type de stockage.
Options de distribution de l’hydrogène et leurs cas d’utilisation
Actuellement, les remorques à hydrogène comprimé et liquide alimentent des applications à plus petite échelle, comme les stations de ravitaillement ou les projets pilotes. Cette tendance devrait se poursuivre, car ces méthodes ne sont pas viables pour les transports à grande échelle qui nécessitent un approvisionnement continu en hydrogène.
De nombreux types de réservoirs pourraient être utilisés pour le transport de gaz comprimé, du type I au type IV, développés par des entreprises telles que Hexagon Purus.
D’autres entreprises, comme LIFTE H2, utilisent des concepts de remorque pour développer des ravitailleurs mobiles, qui peuvent compenser l’absence de station de ravitaillement en hydrogène.
Le transport à plus grande échelle et sur de plus longues distances nécessitera des pipelines, allant directement de la production aux sites d’utilisation finale ou alimentant des réseaux de pipelines.
De nouvelles constructions sont prévues, et certains projets comme le gazoduc HyNet North West Hydrogen Pipeline sont déjà en cours. La réutilisation des gazoducs est une possibilité, mais elle nécessite des simulations, des essais et une évaluation des risques approfondis pour identifier les gazoducs appropriés.
L’initiative European Hydrogen Backbone est une initiative de premier plan en termes de développement d’un réseau de gazoducs à grande échelle, avec la participation de plus de 30 opérateurs – un grand nombre des gazoducs qui seront utilisés sont prévus pour être réutilisés à partir de réseaux existants.
Le mélange d’hydrogène au gaz naturel est également un sujet populaire, car il s’agit d’un moyen de décarboniser partiellement le secteur du chauffage et de l’électricité. Des projets comme HyDeploy ont prouvé qu’un mélange de 20% est sans danger dans les gazoducs existants.
Toutefois, un pourcentage plus élevé de mélanges d’hydrogène nécessitera la modification de nombreux appareils et équipements dans les secteurs résidentiel et industriel.
Le transport international sur de longues distances peut impliquer de l’hydrogène liquide ou la conversion en vecteurs d’hydrogène tels que l’ammoniac ou le LOHC.
Le transport d’hydrogène liquide a été démontré par le navire Suiso Frontier (construit par Kawasaki Heavy Industries) dans le cadre du projet HESC, qui a transporté de l’hydrogène de l’Australie au Japon. Toutefois, cette voie pourrait être moins viable que celle des vecteurs en raison des difficultés techniques et commerciales liées à l’utilisation de l’hydrogène liquide.
L’avantage de l’utilisation de vecteurs d’hydrogène réside dans l’utilisation des voies de transport et des navires existants, bien que cela nécessite des installations de traitement supplémentaires.
Des entreprises comme Chiyoda Corporation et Hydrogenious LOHC Technologies sont sur le point de commercialiser leurs solutions LOHC. Un terminal de réception de l’ammoniac est également prévu dans le port de Rotterdam, dans le cadre d’une collaboration entre Royal Vopak, Gasunie et HES International. De nombreuses autres entreprises dans le monde considèrent l’ammoniac comme l’option la plus viable.
Orientations futures et nouvelles perspectives
L’adoption mondiale des technologies de stockage et de distribution de l’hydrogène va s’étendre à mesure que les sites de production et d’utilisation finale se multiplient.
Cela représente une opportunité pour l’offre de produits, le développement de projets et la R&D afin d’innover et d’affiner les méthodes existantes.
IDTechEx prévoit que le marché mondial de la production d’hydrogène à faible teneur en carbone atteindra 130 Mds$US d’ici 2033, en tablant sur une croissance substantielle des solutions de transport et de stockage.
Le nouveau rapport « Hydrogen Economy 2023-2033 : Production, Storage, Distribution & Applications » offre une vue d’ensemble exhaustive de la chaîne de valeur, y compris les analyses technologiques, les comparaisons, les activités commerciales, les innovations et les tendances du marché.
Chingis Idrissov, Analyste Technologique chez IDTechEx
*Pour une exploration plus approfondie de chaque technologie et des activités commerciales associées, consulter le nouveau rapport de marché d’IDTechEx, « Économie De L’hydrogène 2023-2033 : Production, Stockage, Distribution Et Applications » .