Eline Hopman
- Juin 9, 2021
- 10 min read

Windrogen: North Sea opportunities for green hydrogen production

Updated: May 18

La demande d’hydrogène comme nouveau vecteur énergétique est en hausse. Cependant, aujourd’hui, la plupart de sa production reste étroitement liée à des sources d’énergie polluantes. Parallèlement, en mer du Nord, la capacité éolienne offshore a connu un véritable boom au cours de la dernière décennie. Dans la même région, de nombreuses plates-formes pétrolières et gazières vieillissantes arrivent en fin de vie, déclenchant des problèmes de déclassement et de rénovation.

Avec la combinaison de ces trois facteurs, plusieurs opportunités de production d’hydrogène vert en mer du Nord existent, comme le démontrent des études et des projets récents en Europe. En tant que pilier important de la transition énergétique en Europe, Greenfish se penche plus avant sur ce potentiel. Quels sont les défis auxquels l’industrie est confrontée pour produire cet hydrogène dit « vert » ? S’agit-il d’une solution évolutive à long terme vers un monde neutre en carbone ? Est-elle économiquement viable ? Rejoignez-nous pour un rapide aperçu de ce secteur en plein essor.

Retour à l’essentiel : L’énergie produite en mer

Au cours des dix dernières années, la production d’énergie éolienne en mer a connu une véritable expansion en Europe. La capacité installée cumulée en Europe est passée d’environ 0,5 GW en 2009 à plus de 22 GW en 2019 [1]. Cette croissance majeure se produit principalement en mer du Nord, les projets étant portés par quatre pays : Le Royaume-Uni (UK), l’Allemagne (DE), le Danemark (DK) et la Belgique (BE).

La principale amélioration à apporter au secteur consiste à rationaliser la production pour rendre les turbines plus puissantes et plus faciles à installer. La capacité moyenne installée des turbines a plus que doublé, passant d’environ 3 MW à un peu moins de 8 MW, et la capacité moyenne des parcs éoliens a suivi cette tendance, atteignant en moyenne 600 MW en 2019, alors qu’elle n’était que de 200 MW en 2009.

Cependant, en raison de la réduction des endroits propices, les parcs éoliens sont désormais installés plus loin des côtes et dans des eaux plus profondes, ce qui augmente donc les coûts et les difficultés d’installation et de raccordement terrestre. La profondeur d’eau pour les nouveaux projets a atteint une moyenne de 33 m en 2019, avec un projet atteignant 220 m de profondeur. Dans le même temps, la distance entre les nouveaux parcs éoliens et les côtes est passée d’environ 15 km à environ 60 km [1].

Retour aux sources : utilisation et production d’hydrogène

Aujourd’hui, l’hydrogène est principalement utilisé dans l’industrie pour le raffinage du pétrole, la production de produits chimiques (principalement l’ammoniac, 27%, et le méthanol, 11%), la production de fer et d’acier, et le chauffage à haute température (autres utilisations que la production de produits chimiques, de fer et d’acier), comme le montre la figure 1.

D’ici à 2030, chacun de ces domaines devrait connaître une croissance respective de 7 %, 31 %, 100 % et 9 % selon l’AIE [2], complétée par une augmentation de l’utilisation de l’hydrogène dans d’autres domaines tels que les transports, les bâtiments et l’énergie. Par conséquent, le marché de l’hydrogène devrait connaître une croissance exponentielle.

En fonction de l’énergie utilisée pour sa production, l’hydrogène prend différentes « couleurs » virtuelles. L’hydrogène « vert » est le plus souvent obtenu par électrolyse de l’eau à l’aide d’électricité renouvelable. Le « bleu » est généré à partir de gaz naturel et implique la capture du CO2 (Carbon Capture Utilization and Storage, CCUS). L’hydrogène généré à partir de gaz sans captage de CO2 est coloré en gris. Enfin, l’hydrogène produit à partir du charbon est coloré en noir [3]. Ces couleurs sont liées à la quantité de CO2 émise par le processus de production (seul le CO2 émis pendant le processus est enregistré dans la figure 2).

Émissions de CO2 de la production d’H2 en fonction de l’énergie utilisée lors de sa production

Aujourd’hui, 76% de l’hydrogène est produit à partir du gaz naturel et 23% à partir du charbon (ce qui représente 6% de la consommation mondiale de gaz naturel et 2% de la consommation mondiale de charbon). Seuls 2 % sont actuellement produits par électrolyse[2]. Malgré les fortes émissions de carbone de l’hydrogène gris, noir et même bleu, ces technologies restent dominantes en raison de leurs prix attractifs (inférieurs à 2,5 US$/kgH2 produit [2]).

L’électrolyse de l’eau – un procédé gourmand en électricité

L’électrolyse sépare les atomes d’eau en H2 et O2 grâce à l’électricité. La réaction chimique impliquée est simple : 2 H2O = 2H2 + O2 ; et libère deux fois plus d’hydrogène que d’oxygène.

Son utilisation aujourd’hui est principalement liée au besoin d’hydrogène extrêmement pur. Le rendement global de ce procédé est fixé entre 60% et 81%, ce qui est assez faible. Pour donner une idée de l’ampleur, si la totalité de la demande d’hydrogène devait être satisfaite par électrolyse, cela nécessiterait 3600 TWh/an. C’est la production annuelle d’électricité de l’Union européenne ; une quantité énorme d’énergie.

Utilisation de l’hydrogène : Problèmes de connexion électrique des sources de production d’énergie intermittentes

La production d’hydrogène par électrolyse pourrait apporter une flexibilité supplémentaire à un système électrique contraint. Par exemple, en réduisant l’écrêtement[1] dans les réseaux comportant une part élevée d’électricité renouvelable variable. Toutefois, il n’est probablement pas possible de produire des quantités importantes d’hydrogène en utilisant exclusivement de l’électricité bon marché ou gratuite (« autrement bridée »). Dans ce cas, les électrolyseurs ne fonctionneraient qu’environ 10 % du temps, voire moins. Compte tenu de ce taux d’utilisation, l’hydrogène produit pourrait ne pas être compétitif malgré une électricité à coût nul, à moins que le coût de l’électrolyseur ne baisse considérablement.

Pour réduire le coût de la production d’hydrogène, les électrolyseurs doivent avoir un taux d’utilisation plus élevé, ce qui n’est pas compatible avec la disponibilité occasionnelle d’électricité réduite. Il faut trouver un équilibre entre l’achat d’électricité à des moments où les prix sont bas et l’augmentation de l’utilisation des électrolyseurs [2]. En ce qui concerne l’amélioration de la flexibilité du système, d’autres options existent et devraient être plus rentables.

Les électrolyseurs modernes peuvent augmenter et diminuer leur production en quelques minutes, voire quelques secondes, et d’autres améliorations sont attendues à l’avenir. D’un point de vue technologique, les électrolyseurs PEM (Polymer Electrolyte Membrane) sont capables de réagir plus rapidement que les électrolyseurs alcalins conventionnels, ce qui explique en partie pourquoi ils figurent en bonne place dans les études futures malgré leur statut émergent.

Les électrolyseurs peuvent être placés à des endroits stratégiques pour décongestionner le réseau électrique et transporter de l’hydrogène au lieu de l’électricité, ce qui permet d’éviter la réduction de la production d’énergie renouvelable variable. Une telle stratégie pourrait être envisagée, par exemple, dans le cadre du développement de l’énergie éolienne en mer dans la région de la mer du Nord. Les pays ont la possibilité de transporter l’énergie renouvelable soit via un fil de cuivre, soit en l’intégrant dans l’hydrogène.

Dans la section suivante, nous examinerons plusieurs projets d’hydrogène en cours de développement.

Projets en cours : Gigastack

Gigastack est un projet primé soutenu par le Royaume-Uni par l’intermédiaire du Department for Business, Energy and Industrial Strategy (BEIS) [6,7]. Quatre entités industrielles sont impliquées : ITM Power, Orsted, Phillips 66 et Element Energy.

L’objectif du projet est de prouver qu’une unité de production d’hydrogène vert à grande échelle utilisant des éoliennes offshore et des électrolyseurs peut réduire les coûts de production. Cette démarche s’inscrit dans le cadre de l’objectif du Royaume-Uni de ne produire aucune émission nette de gaz à effet de serre d’ici 2050.

La première phase du projet s’est achevée en 2019. Elle a permis de dimensionner des piles d’électrolyseurs de 5 MW (ITM Power) et d’évaluer les synergies possibles avec les parcs éoliens offshore (Orsted). Elle a ensuite débouché sur une analyse du marché des électrolyseurs de 100 MW (Element Energy).

La prochaine étape consistera à réaliser une étude de conception technique préliminaire et à construire un système d’électrolyseur de 100 MW [6]. Le plan d’affaires d’un électrolyseur à grande échelle sera également affiné, en espérant des mécanismes réglementaires appropriés. Voici les différents scénarios qui ont été étudiés :

Bien que le scénario 4 soit quelque chose de nouveau et d’innovant, Gigastack n’est pas le seul projet à étudier cette opportunité. Tractebel, par exemple, explore également cette option.

Projets en cours : Tractebel (Engie)

Tractebel travaille sur une nouvelle plate-forme conçue pour contenir tous les composants nécessaires à la production d’hydrogène, tels que des unités d’électrolyse pour transformer l’électricité fournie par les éoliennes offshore et des modules de dessalement de l’eau de mer pour fournir l’eau nécessaire à l’électrolyse. Un concept de plate-forme éolienne-hydrogène de 400 MW a été conçu [7].

Comme décrit ci-dessus, l’utilisation de l’électricité provenant de l’éolien offshore pour produire de l’hydrogène contribuerait également à atténuer la congestion du réseau électrique. En même temps, l’hydrogène produit pourrait être utilisé pour stocker de l’énergie et compenser les fluctuations saisonnières de la production des énergies renouvelables classiques (par exemple, solaire, éolienne). En ce qui concerne les questions de transport, l’hydrogène peut être transféré en utilisant les infrastructures existantes telles que les gazoducs et les installations de stockage, ou même être stocké sur des navires et transporté dans le monde entier. En Allemagne, le gouvernement fédéral prépare un appel d’offres pour des essais de conversion de l’électricité en gaz dans la mer du Nord et la mer Baltique [8].

Projets en cours : Rénovation d’une ancienne plateforme pétrolière et gazière

Dans ce contexte de transition énergétique, la mer du Nord représente un défi intéressant avec plus de 600 plateformes pétrolières qui commencent à être mises hors service. Cela peut être vu comme une opportunité : utiliser ces plateformes pour créer des hubs énergétiques. Certaines études ont en effet étudié la possibilité de rénover ces plateformes pour en faire des hubs power-to-gas, créant des synergies en utilisant la structure existante pour la conversion et le transport de l’hydrogène. En 2017, une analyse technique et économique très détaillée a été publiée [10], examinant différents scénarios pour ces synergies. Elle a étudié les possibilités pour les parcs éoliens de produire soit du gaz et de l’électricité, soit du gaz uniquement, ce qui diffère dans l’infrastructure de réseau requise. L’étude s’est également penchée sur la question de savoir si la plate-forme est toujours en service pour la production de pétrole et de gaz ou non, en tenant compte du prix du marché de l’hydrogène. Tous les résultats sont basés sur les données de deux plateformes, G17 et D18, exploitées par ENGIE en mer du Nord.

Cette analyse soulève plusieurs préoccupations quant aux aspects techniques de ces synergies. Tout d’abord, concernant le calcul de la taille de l’électrolyseur, étant donné que le vent est une source d’énergie instable et qu’un électrolyseur a un CAPEX élevé. Le dimensionnement se résume à un compromis entre l’utilisation de la puissance maximale du vent et le coût d’investissement élevé. Un autre défi est le raccordement au gaz. L’hydrogène et le méthane présentent de grandes différences dans leurs propriétés physiques, ce qui nécessite l’utilisation de tuyaux différents. Cependant, dans une certaine mesure, ils peuvent être combinés et ainsi réduire le coût si l’infrastructure existe déjà. Enfin, le coût du démantèlement d’une plate-forme pétrolière et gazière n’est pas très élevé, ce qui signifie que la réutilisation des anciennes plates-formes peut être plus contraignante que rentable.

Les résultats économiques de ces projets (voir la figure 5) mettent en évidence une vérité bien connue concernant la compétitivité de l’hydrogène vert par rapport à l’hydrogène gris. Il n’existe aucun scénario économiquement viable si l’hydrogène est vendu au prix de l’hydrogène gris. En outre, le scénario dans lequel la plateforme produit à la fois de l’électricité et de l’hydrogène n’est viable que si elle est encore en activité et que la production d’hydrogène est assez faible. Dans le cas contraire, le prix du raccordement au réseau est trop élevé. Alors que dans le cas où seul l’hydrogène est produit, le projet semble être réalisable tant qu’il existe un marché pour l’hydrogène vert.

Projets en cours : Pôle éolien de la mer du Nord

La rénovation des plateformes pétrolières et gazières semblant être une tâche ardue, d’autres projets ambitieux envisagent de partir de zéro. C’est le cas du North Sea Wind Power Hub, un projet qui peut sembler très futuriste. Il vise à intégrer toutes les éoliennes de la mer du Nord via des « autoroutes de l’énergie », car la capacité offshore devrait atteindre 70 à 150 GW dans la région d’ici 2040, et peut-être 450 GW d’ici 2050 [9].

Il s’agit d’un projet à l’échelle européenne. Les pays et les unités de production d’énergie seraient alors reliés par des connexions électriques et/ou à l’hydrogène. La coalition qui mène ce formidable projet est composée du port de Rotterdam, d’Energinet, de Gasunie et de Tennet.

De nombreuses configurations ont été étudiées, allant de connexions entièrement électriques à des connexions entièrement à l’hydrogène, avec deux à cinq pays impliqués. L’emplacement et la conception des hubs ont également été discutés, mais pas encore concrétisés. Le North Sea Wind Power Hub affirme que le premier hub pourrait être opérationnel dans les années 2030 et qu’il est nécessaire pour respecter l’accord de Paris sur le changement climatique.

Ce projet comporte de multiples défis. D’une part, jusqu’à cinq pays devront coopérer, ce qui est noteasy. Ils devront composer avec une législation inexistante, puisque c’est quelque chose qui n’a pas encore été fait. D’autre part, les enjeux technologiques et économiques liés à ce projet restent les mêmes : développer un accès compétitif, sans carbone et à long terme à l’électricité et/ou à l’hydrogène. Tant les interconnexions à longue distance que la localisation de la consommation d’énergie le long des côtes sont un défi.

Conclusion

À première vue, ce document souligne que les anciennes plateformes pétrolières et gazières de la mer du Nord, associées à la capacité croissante de l’énergie éolienne en mer et à la demande d’hydrogène, semblent constituer une grande opportunité. Compte tenu de l’ampleur du défi de la transition énergétique, il est heureux que de nombreuses coalitions travaillent sur le sujet, explorant la possibilité de livrer l’hydrogène le moins cher et le plus vert sur les côtes.

Cependant, les projets étudiés dans ce document rappellent que les coûts actuels de la production d’hydrogène à partir de l’éolien offshore restent extrêmement élevés par rapport aux procédés de génération d’hydrogène » classiques » – mais polluants. Ceci se produit dans un contexte encourageant où les parcs éoliens offshore bénéficient d’une maturité économique croissante, ce qui tend à réduire le montant des tarifs de rachat d’électricité fournis par les différents gouvernements [11].

Compte tenu de ces deux observations, une question reste ouverte pour l’avenir de l’hydrogène en mer du Nord :

· La production d’électricité d’origine éolienne en mer du Nord sera-t-elle un jour à un coût suffisamment bas pour rendre viables ces projets ambitieux, intelligents et technologiquement attrayants ?

Une chose est sûre, ce voyage continuera à être coûteux. Par conséquent, pour éviter de dépenser à tort et à travers des capitaux importants (comme l’exigent ces projets), la consommation d’hydrogène (et donc la planification de sa production) devrait se limiter aux cas où il remplace des utilisations de combustibles fossiles non électrifiables.

Bibliography

Energy