Évaluer les émissions d'hydrogène sur l'ensemble du cycle de vie
Actuellement, 80 % de la consommation finale totale d'énergie dans le monde est fournie par des molécules d'hydrocarbures comme le charbon, le gaz naturel et les dérivés du pétrole. Les plans visant à décarboniser notre système énergétique sont axés sur l'électrification de la plupart des utilisations finales et sur la fourniture d'électricité à partir de sources d'énergie propres. Cependant, certains secteurs seront difficiles à électrifier et carburants à zéro émission de carbone comme l'hydrogène et l'ammoniac peuvent jouer un rôle majeur dans le remplacement des combustibles fossiles.
La demande mondiale d'hydrogène devrait passer de 90 millions de tonnes par an à 530 millions de tonnes par an d'ici à 2050, tandis que dans l'UE, la demande d'hydrogène devrait être multipliée par sept d' ici à 2050 pour contribuer à décarboniser les secteurs difficiles à électrifier tels que la sidérurgie, les transports lourds et les industries à forte intensité énergétique. Toutefois, comme pour tous les processus de production, la manière dont l'hydrogène est généré a un impact important sur son intensité en gaz à effet de serre (GES) ; l'hydrogène doit être produit par des sources d'énergie à faible teneur en carbone afin d'atteindre les objectifs climatiques mondiaux et de permettre une décarbonisation efficace du système énergétique.
L'hydrogène peut être produit de plusieurs façons. Aujourd'hui, la grande majorité de l'hydrogène est produite à partir de combustibles fossiles, principalement du gaz naturel par reformage du méthane (communément appelé hydrogène gris). Dans le paquet gaz de l'UE, qui est la proposition de la Commission européenne visant à décarboniser les réseaux de gaz existants et à réglementer le marché naissant de l'hydrogène renouvelable et à faible teneur en carbone, l'hydrogène à faible teneur en carbone a été défini comme de l'hydrogène dérivé de sources non renouvelables, atteignant un seuil de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 70 % par rapport à un comparateur de combustibles fossiles. Cette définition de l'hydrogène à faible teneur en carbone couvre, par exemple, l'hydrogène produit par reformage du méthane avec capture et stockage du carbone (SMR+CCS), communément appelé hydrogène bleu, ou l'hydrogène produit à partir de l'énergie nucléaire. Elle n'inclut pas l'hydrogène renouvelable (généralement appelé hydrogène vert), qui est produit à partir de sources d'énergie renouvelables telles que le photovoltaïque et l'éolien et qui est classé dans une catégorie différente par la Commission.
Étant donné le nombre de façons dont l'hydrogène peut être produit, il est important d'évaluer les émissions liées à la production d'hydrogène par une comptabilisation fiable et précise des GES, en tenant compte des émissions générées tout au long du cycle de vie, afin de comparer efficacement les différentes filières de production.
Qu'est-ce qu'une évaluation du cycle de vie et pourquoi est-elle importante ?
L'analyse du cycle de vie (ACV) est une méthode qui quantifie les effets d'un produit donné sur l'environnement en évaluant toutes les émissions de gaz à effet de serre produites tout au long de sa chaîne de valeur et de sa durée de vie. Bien que le site carburants à zéro émission de carbone n'émette pas de CO2 lors de sa combustion, d'autres émissions de gaz à effet de serre importantes sont libérées tout au long du cycle de vie du carburant et doivent être prises en compte.
Une étude récente montre qu'avec un faible taux de fuite de méthane de 0,2 % et un taux élevé de piégeage du carbone pour le processus de reformage du méthane, on peut réduire les émissions jusqu'à 75 % par rapport à un système avec un taux de fuite similaire mais sans piégeage du CO2. Toutefois, un taux de fuite de méthane plus élevé (8 %) annule totalement l'avantage du piégeage du CO2 : avec un PRG100, les émissions globales sont similaires à celles des systèmes à faible fuite sans piégeage ni stockage du carbone, et avec un PRG20, les émissions sont presque le double de celles des systèmes à faible fuite sans piégeage ni stockage du carbone. Cela souligne la nécessité de mettre en œuvre le captage et le stockage du carbone et de réduire les fuites de méthane en amont.
Comment réaliser une ACV ?
La première étape d'une ACV consiste à établir les limites du système, à l'intérieur desquelles toutes les émissions de GES seront comptabilisées. La figure ci-dessous illustre un exemple d'ACV complète de différentes filières de production d'hydrogène (SMR+CCS et électrolyse). Elle couvre toutes les étapes, de la production d'énergie primaire (gaz naturel ou électricité) à l'utilisation finale du combustible.
Étapes à prendre en compte dans une ACV
- Les intrants désignent les émissions provenant de la production de toute l'énergie et de tous les matériaux nécessaires au processus de production du combustible, y compris les émissions liées à la construction des installations. Dans le cas d'un procédé SMR, l'intrant énergétique serait le gaz naturel, tandis que dans le cas de l'utilisation d'un électrolyseur pour la production d'hydrogène renouvelable, l'intrant serait l'électricité renouvelable. Dans le cas du gaz naturel, les émissions d'entrée comprennent les émissions associées à l'extraction, au traitement, au stockage et au transport du gaz naturel vers l'usine SMR, y compris les évents et les fuites de méthane et les émissions de CO2 associées au torchage et à la combustion tout au long de la chaîne d'approvisionnement. Les fuites de méthane peuvent contribuer de manière importante aux émissions totales de GES de l'hydrogène à faible teneur en carbone via le SMR+CCS, car le potentiel de réchauffement planétaire du méthane est 29,8 à 82,5 fois plus élevé que celui du CO2 sur une période de 100 ans (PRP100) ou de 20 ans (PRP20). Le PRP100 est couramment utilisé dans les législations pour le CO2 et le méthane, mais un PRP plus court pour le méthane, comme le PRP20, serait plus approprié pour évaluer ces fuites afin de mieux refléter l'impact climatique à court terme du méthane, car ce gaz ne reste dans l'atmosphère que pendant une douzaine d'années mais a un impact important sur les températures au cours de la prochaine décennie.
Pour produire de l'hydrogène à faible teneur en carbone par l'intermédiaire du gaz naturel, le captage et le stockage du carbone sont associés aux procédés traditionnels de reformage à la vapeur afin de capter les gaz de combustion et de réduire les émissions totales de CO2. Dans ce cas, l'énergie supplémentaire utilisée pour faire fonctionner l'unité de piégeage et de stockage du carbone (électricité et chaleur, par exemple) et les émissions en amont qui y sont associées doivent également être prises en compte en tant qu'intrants. Dans le cas de l'hydrogène électrolytique, les émissions liées à la production d'électricité doivent également être prises en compte, qu'il s'agisse d'électricité provenant du réseau ou d'énergies renouvelables. Les énergies renouvelables sont souvent appelées "électricité à émissions nulles" car il n'y a pas d'émissions associées à la combustion. Toutefois, les émissions en amont provenant de l'extraction des matières premières et de la construction peuvent être importantes et doivent être prises en compte dans les données d'entrée, comme c'est le cas pour toute autre source d'énergie. L'empreinte carbone des énergies renouvelables telles que l'énergie éolienne et l'énergie photovoltaïque dépend fortement des facteurs de capacité en raison de la forte variabilité de ces ressources, qui dépendent fortement de l'emplacement. Par exemple, l'empreinte carbone de l'énergie photovoltaïque en Europe varie entre 38 gCO2e/kWh et 89 gCO2e/kWh, en fonction de l'irradiation solaire sur les différents sites. Pour l'énergie éolienne, l'estimation médiane des émissions de GES sur l'ensemble du cycle de vie est de 11 g CO2eq/kWh pour l'éolien terrestre et l'éolien en mer.
- Les procédés désignent les émissions associées au processus de production du combustible (c'est-à-dire l'unité de production d'hydrogène elle-même). Dans le cas de l'hydrogène produit par SMR, il s'agit des émissions provenant des gaz de combustion de l'unité SMR. Lorsque l'on combine le SMR avec la capture et le stockage du carbone, les émissions résultant des processus de capture, de transport et de stockage qui n'ont pas été incluses dans les intrants (par exemple, les fuites de CO2) doivent également être incluses, ainsi qu'un crédit d'émissions négatives égal à la quantité de CO2 capturée et stockée. Pour l'hydrogène produit par électrolyse, il n'y a pas d'émissions à ce stade.
- Le transport, le stockage et la distribution comprennent toutes les émissions générées entre la production d'hydrogène et l'utilisateur final du carburant. Cela comprend les émissions liées à la construction des équipements et des installations nécessaires ainsi que les émissions liées à l'énergie utilisée pour le transport, qu'il s'agisse du carburant pour un pétrolier maritime ou de la compression nécessaire aux pipelines de distribution. Toute émission en amont associée à la production de l'énergie nécessaire au transport doit être prise en compte (par exemple, le gaz naturel liquéfié utilisé comme combustible de soute). Si l'hydrogène est liquéfié pour le transport ou si un transporteur d'hydrogène est utilisé (par exemple : ammoniac ou transporteur d'hydrogène organique liquide), toutes les émissions provenant de la conversion/reconversion doivent également être incluses dans cette étape. Un système de transport et de distribution à fortes émissions pourrait potentiellement annuler les avantages obtenus par l'utilisation de carburants à zéro émission de carbone, même dans le cas de l'hydrogène renouvelable (par exemple, le transport d'hydrogène sur de longues distances par des navires à fuel lourd).
- La combustion/l'utilisation finale est l'étape où le combustible est brûlé pour fournir de l'énergie en libérant son contenu en carbone dans l'atmosphère. carburants à zéro émission de carbone comme l'hydrogène ne contiennent pas d'atomes de carbone et n'émettent donc pas de CO2 lors de la combustion, contrairement aux combustibles fossiles. Toutefois, lors de la combustion d'hydrogène ou d'ammoniac, des oxydes d'azote (Nox) peuvent se former, comme c'est le cas lors de la combustion de combustibles fossiles avec de l'air. Bien que les Nox ne soient pas eux-mêmes des gaz à effet de serre, ils entraînent la formation d'ozone par des réactions secondaires, ce qui provoque un effet indirect de GES. L'ampleur de cet impact doit être évaluée dans les émissions de combustion. Dans le cas des véhicules électriques à piles à combustible (FCEV), l'hydrogène est converti en électricité en ne libérant que de l'eau.
Hydrogène à faible teneur en carbone ou hydrogène renouvelable ?
Il existe un long débat sur l'hydrogène à faible teneur en carbone, et en particulier sur l'hydrogène issu des processus de reformage du méthane avec captage et stockage du carbone par rapport à l'hydrogène renouvelable, en raison des fuites de méthane susmentionnées tout au long de la chaîne d'approvisionnement en gaz naturel. L'électrification et le déploiement massif des énergies renouvelables sont au cœur de la stratégie de décarbonisation de l'UE. Cependant, l'hydrogène renouvelable à lui seul ne pourra probablement pas couvrir toute la demande d'hydrogène attendue à l'avenir, comme l'a reconnu la Commission européenne dans sa stratégie sur l'hydrogène. En outre, lorsque l'on considère les émissions de l'hydrogène renouvelable tout au long de son cycle de vie, il faut également tenir compte des émissions en amont des énergies renouvelables, ce qui permet d'obtenir de l'hydrogène à très faibles émissions, mais pas à émissions nulles.
C'est pourquoi il est de la plus haute importance de réaliser une ACV appropriée des différentes filières de production d'hydrogène. Pour que l'hydrogène produit par SMR+CCS soit considéré comme réellement "à faible teneur en carbone", deux points essentiels doivent être abordés :
- Minimizing methane emissions rates along the natural gas supply chain (ideally <0.3% for GWP20). In large gas producing countries that export gas to the EU—like Russia, Algeria, and the U.S.—typical emissions rates reach 2% or even 6%-8% in countries like Libya, Iraq, and some oil-heavy fields in the U.S. Lower methane loss rates between 0.003% and 1.3% were measured in Norwegian offshore O&G fields in 2019. CATF has documented feasible, and cost-effective methane standards that can be implemented to significantly reduce methane emissions in Europe and the U.S.
- Atteindre des taux élevés d'élimination duCO2 dans les procédés de reformage du méthane (>93%) Certains procédés de reformage du méthane, comme les technologies de reformage autothermique (ATR), permettent un taux de captage plus élevé que le SMR lorsqu'ils sont associés au captage et au stockage du carbone. Les technologies ATR à haut taux de piégeage sont encore en cours de développement, mais le projet "HyNet LCH" au Royaume-Uni vise un taux de piégeage total de 97 % (avec la possibilité d'augmenter encore ce taux) et sera opérationnel en 2024.
Alors que le monde cherche à établir un nouveau marché mondial de l'hydrogène, les décideurs européens se trouvent en position d'accélérer ce processus. Compte tenu de l'ampleur des besoins prévus en hydrogène importé pour décarboniser l'industrie européenne et les principaux ports, et de la capacité des acteurs industriels à signaler la demande de production d'hydrogène à faible teneur en carbone, l'Europe est un marché crucial pour ce nouveau produit mondial. Sur le plan politique, l'établissement de normes claires pour l'hydrogène garantissant que ce nouveau commerce est bénéfique pour le climat aurait des répercussions considérables sur la décarbonisation, même au-delà de l'Europe.
CATF préconise l'adoption de normes fondées sur l'analyse du cycle de vie dès que possible et collabore avec les législateurs à Bruxelles et dans les capitales de l'UE pour faire en sorte que le prochain boom de l'hydrogène permette de réduire les émissions tout en préservant les secteurs qui dépendent aujourd'hui des carburants.