Réalités technico-économiques du transport d'hydrogène sur de longues distances

Résumé

L'intérêt pour l'hydrogène s'est accru ces dernières années, les décideurs politiques envisageant des stratégies pour atteindre l'objectif d'une décarbonisation complète de l'économie au cours des prochaines décennies. Étant donné que l'hydrogène peut être produit à faible teneur en carbone et qu'il n'émet pas de dioxyde de carbone au point d'utilisation, l'hydrogène propre est considéré comme une solution potentielle pour certains processus industriels et utilisations finales de l'énergie qu'il est techniquement impossible ou excessivement coûteux de décarboniser par d'autres moyens, tels que l'électrification. Selon certaines études récentes, on peut s'attendre à ce que les efforts de décarbonisation augmentent considérablement la demande mondiale d'hydrogène à faible teneur en carbone, tout en donnant un nouvel élan au développement des réseaux de transport nécessaires pour relier les producteurs d'hydrogène propre à faible coût aux centres de demande situés ailleurs dans le monde.

Le transport à grande échelle de l'hydrogène sur de longues distances pose toutefois des défis importants en termes de coûts et de technologie, dont beaucoup découlent des propriétés fondamentales de l'hydrogène, notamment sa faible densité énergétique volumétrique. Pour étudier ces questions, la Clean Air
Task Force a demandé à KBR Inc. une société de conseil basée à Houston, de modéliser le coût de différentes voies d'acheminement de l'hydrogène à faible teneur en carbone depuis les régions productrices probables jusqu'au plus grand port maritime d'Europe, le port de Rotterdam aux^Pays-Bas1. Plus précisément, l'analyse de KBR a pris en compte le transport par pipeline de l'hydrogène gazeux depuis l'Algérie et la Norvège et le transport maritime (par bateau) de l'hydrogène liquide, de l'ammoniac ou d'un vecteur d'hydrogène organique liquide (méthylcyclohexane) depuis la Norvège, la région du golfe Persique et l'Amérique du Nord et du Sud. Des estimations du coût global par kilogramme d'hydrogène livré à Rotterdam ont été élaborées pour chacun des trois volumes d'importation totaux (250 000, 1 million et 10 millions de tonnes par an), qui ont été supposés être atteints en 2030, 2040 et 2050, respectivement. En tenant compte de chaque élément de la chaîne de valeur dans l'élaboration de ces estimations de coûts, l'analyse visait à élucider les implications des différents choix concernant le vecteur d'hydrogène, le mode de transport et le lieu d'exportation.

La figure ES-1 montre les différents sites d'exportation inclus dans l'analyse, tandis que la figure ES-2 présente les résultats de l'analyse des coûts pour les trois filières d'importation les moins coûteuses pour chacun des volumes d'importation considérés. Dans le présent rapport, les coûts sont indiqués en dollars américains ($) par kilogramme (kg) d'hydrogène et par mégawattheure (MWh) d'hydrogène, 1 MWh correspondant au contenu énergétique d'environ 30 kg d'hydrogène. Les graphiques des coûts dans le rapport principal sont présentés en $/kg ; l'annexe présente les mêmes graphiques convertis en $/MWh.

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Figure ES-1 : Voies d'importation d'hydrogène à faible teneur en carbone en Europe

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Figure ES-2 : Coût nivelé le plus bas de l'hydrogène livré au port de Rotterdam dans différentes chaînes d'approvisionnement

Deux limites de cette étude méritent d'être soulignées. Premièrement, l'analyse ne tient pas compte des coûts supplémentaires du "dernier kilomètre" liés à la livraison de l'hydrogène aux utilisateurs finaux, qui pourraient être considérables, et elle ne tente pas non plus de prédire les prix futurs de l'hydrogène. Les prix de l'hydrogène, et donc les coûts pour les utilisateurs finaux, seraient certainement plus élevés - probablement avec une marge significative - que ne le suggèrent les estimations de KBR, mais les prix finaux pour les différents utilisateurs dépendront d'une multitude de facteurs de marché et de réglementation, dont la plupart sont complexes et extrêmement difficiles à anticiper^.2

Cette étude ne comprend pas non plus d'analyse du cycle de vie complet des émissions de gaz à effet de serre ou d'autres émissions provenant de la production et du transport de l'hydrogène. En réalité, les considérations environnementales en amont pourraient être importantes en fonction des matières premières, des intrants énergétiques et des méthodes utilisées pour produire et transporter l'hydrogène. Aux fins de la présente analyse, nous stipulons que les futures importations d'hydrogène en Europe doivent être qualifiées de "faibles en carbone" et nous incorporons plusieurs hypothèses simplificatrices en conséquence : en particulier, l'hydrogène importé est produit de manière faible en carbone à partir de gaz naturel, en utilisant des intrants énergétiques sans carbone avec capture et séquestration du carbone dans l'usine de production d'^{hydrogène3 ;} les carburants utilisés par les navires pour transporter l'hydrogène émettent peu ou pas de carbone au point d'^{utilisation4 ;} et toute chaleur de processus nécessaire pour libérer l'hydrogène d'un autre vecteur liquide à Rotterdam est issue de l'hydrogène lui-même. D'un point de vue pratique, la réalisation de certaines de ces hypothèses posera des défis techniques et politiques supplémentaires qui, bien qu'ils sortent du cadre de la présente étude, devraient être importants.

Les résultats de l'analyse des coûts de KBR et d'autres travaux effectués sur le site CATF permettent de tirer plusieurs conclusions de haut niveau : 

• L'importation de grandes quantités d'hydrogène sur de longues distances vers l'Europe - que ce soit par bateau ou par gazoduc - sera coûteuse et relativement inefficace sur le plan énergétique. Cela est dû à plusieurs propriétés inhérentes à l'hydrogène, en particulier sa faible densité énergétique volumétrique.
• Le transport de gaz naturel liquéfié (GNL) vers l'Europe et son utilisation pour produire de l'hydrogène au point d'importation (avec des intrants énergétiques à faible teneur en carbone et la capture du carbone) seront probablement plus faisables et plus rentables que l'importation d'hydrogène à faible teneur en carbone en provenance de fournisseurs éloignés. Cette option n'a pas été prise en compte dans l'analyse de la KBR mais mérite d'être explorée plus avant, d'autant plus que les pays de l'UE sont en train de mettre en place une vaste infrastructure d'importation de GNL à la suite de la perturbation des marchés européens du gaz au début de 2022.
• Lorsque le transport par bateau et le transport par gazoduc sont deux options possibles, le transport de l'hydrogène par gazoduc s'avère toujours plus rentable. En outre, il s'agit d'une solution plus simple que la vaste chaîne d'approvisionnement du transport maritime. Toutefois, il est probable que les considérations géopolitiques, plutôt que les facteurs purement technico-économiques, domineront la prise de décision concernant le développement futur des pipelines.
• Grâce aux économies d'échelle, les coûts par kilogramme (ou MWh) d'hydrogène livré diminuent avec l'augmentation des volumes d'importation pour tous les transporteurs et tous les sites d'exportation.
• Les prix du gaz naturel ont un impact important sur le coût de l'hydrogène livré dans cette analyse, car ils sont le principal facteur des coûts d'exploitation pour la production d'hydrogène "bleu". (Le terme hydrogène "bleu" désigne l'hydrogène produit à faible teneur en carbone par reformage du méthane à la vapeur avec piégeage du carbone ; c'est la filière de production d'hydrogène qui a été retenue pour les besoins de cette analyse des coûts). En fait, les prix du gaz naturel dans la région productrice d'hydrogène représentent jusqu'à 20 à 70 % du coût de l'hydrogène livré dans les chaînes d'approvisionnement et les filières d'importation considérées par KBR.
• Si l'hydrogène est transporté sous la forme d'un vecteur liquide, tel que l'ammoniac, on peut s'attendre à ce que les processus de libération de l'hydrogène pur au point d'importation consomment une part importante de l'énergie transportée par l'hydrogène. Par ailleurs, la liquéfaction de l'hydrogène pur pour le transport entraîne d'importantes pertes d'énergie pour la réfrigération et la compression. Ces pertes peuvent être réduites grâce à des améliorations d'échelle et de technologie, mais elles resteront probablement importantes car elles sont inhérentes à la physique fondamentale qui régit chaque étape de la chaîne d'approvisionnement.
• L'utilisation d'ammoniac non craqué plutôt que d'hydrogène pur dans certaines applications pourrait être rentable parce qu'elle évite l'étape de déshydrogénation à la fin de la chaîne de valeur. En fait, l'ammoniac non craqué offre la voie la moins coûteuse pour la livraison de molécules d'hydrogène dans notre analyse, devançant même la livraison par pipeline d'hydrogène gazeux pur, bien que le produit livré soit différent. Il s'agit d'une conclusion importante compte tenu de la demande attendue d'importations d'ammoniac pour la production d'engrais ou comme combustible de soute.

Dans l'ensemble, les résultats de cette étude soulignent les nombreux obstacles au transport de l'hydrogène par voie maritime, qui comprennent, entre autres, les besoins énergétiques inhérents (et les implications potentielles en termes d'émissions) des processus associés. Conscient de ces obstacles, CATF souscrit à la conclusion générale d'une récente étude de la Commission européenne, selon laquelle la majeure partie de l'hydrogène nécessaire pour répondre à la future demande européenne sera probablement soit (1) produite près du point d'utilisation finale, soit (2) importée par gazoduc. Les résultats de cette analyse sont également à la base de plusieurs recommandations politiques de haut niveau ( Clean Air Task Force ) :

• Les plans de déploiement de l'hydrogène devraient être limités aux secteurs "sans regret" qui comprennent les utilisations existantes de l'hydrogène en tant que matière première chimique ainsi que les utilisations futures, lorsqu'il n'existe pas d'autres options de décarbonisation efficaces sur le plan énergétique ou rentables.
• Les prévisions de la demande d'hydrogène devraient être réexaminées afin d'élaborer des estimations plus réalistes. À l'heure actuelle, certains objectifs politiques importants, tels que l'objectif de la Commission européenne de fournir au marché européen 20 millions de tonnes par an d'hydrogène propre d'ici 2030, ne semblent pas reposer sur une base claire. Des projections réalistes, fondées sur une analyse approfondie, sont essentielles pour concevoir des politiques efficaces et, en fin de compte, fructueuses.
• Tout hydrogène importé en Europe doit être réellement à faible teneur en carbone et bénéfique pour le climat. Pour garantir le respect de ces critères, l'Union européenne doit d'urgence mettre en place un système international crédible et cohérent de certification de l'hydrogène propre. Ce système devrait reposer sur une analyse rigoureuse des émissions de gaz à effet de serre sur l'ensemble du cycle de vie de la chaîne de valeur, y compris les émissions fugitives de méthane en amont pour la production d'hydrogène à partir de gaz naturel et les émissions liées à la fabrication et à la construction associées aux apports d'énergie primaire dans le processus de production d'hydrogène. L'analyse de l'ensemble de la chaîne de valeur de l'hydrogène et la clarté des normes et exigences de certification sont essentielles pour créer la confiance du marché et minimiser les risques d'investissement.
• Les filières d'importation qui reposent sur le transport à longue distance d'hydrogène pur liquéfié ou sur un vecteur d'hydrogène organique liquide qui nécessite une déshydrogénation pour libérer l'hydrogène pur au point d'importation doivent être évitées car elles n'ont pas de sens du point de vue de l'énergie, des émissions ou de l'économie. Les besoins en capitaux et les coûts nivelés de ces filières sont beaucoup plus élevés (dans certains cas près du double) que les coûts d'importation de l'hydrogène sous forme d'ammoniac non craqué.
• Compte tenu de ses avantages substantiels en termes de coûts par rapport aux autres vecteurs d'hydrogène, il sera important (1) d'identifier la part de la demande d'hydrogène prévue en Europe qui pourrait être satisfaite par l'ammoniac non craqué et (2) de stimuler le développement de technologies et d'infrastructures connexes dans les applications pour lesquelles il n'existe pas d'option de décarbonisation plus efficace ou plus rentable.
• L'énormité du défi de la décarbonisation exige de concevoir les politiques publiques et d'orienter les ressources publiques de manière à donner la priorité aux technologies les plus prometteuses et les plus rentables. La valeur de l'option est importante, mais il est tout aussi important d'éviter les investissements coûteux dans des infrastructures qui sont intrinsèquement inefficaces ou qui ont peu de chances d'être utilisées. La réalité est que des technologies supplémentaires et un changement de paradigme plus profond seront nécessaires pour parvenir à des émissions de gaz à effet de serre nettes et nulles en Europe et ailleurs - les politiques actuelles ne sont pas suffisantes. Une évaluation réfléchie de l'ensemble des stratégies possibles pour réduire les émissions de gaz à effet de serre réduira considérablement le risque de ne pas atteindre les objectifs de l'Union européenne en matière de climat et d'émissions et de créer des actifs échoués en raison d'une mauvaise affectation des fonds publics.

1. Introduction

Le monde entier s'accorde de plus en plus à dire que la décarbonisation complète nécessitera une série élargie de technologies avancées et respectueuses du climat, y compris des carburants qui peuvent être produits à faible teneur en carbone et qui n'émettent pas de dioxyde de carbone au point d'utilisation. Ces carburants sont nécessaires pour répondre aux besoins énergétiques de certains processus et secteurs industriels qui ne peuvent pas être facilement décarbonisés par d'autres moyens, tels que l'électrification.

L'intérêt pour l'hydrogène en tant que candidat de premier plan pour répondre au besoin de carburant à faible teneur en carbone s'est accru ces dernières années. Toutefois, pour que l'hydrogène joue un rôle important, il faudra mettre au point des technologies rentables et respectueuses de l'environnement pour la production, le stockage, le transport et l'utilisation de l'hydrogène, et les transposer rapidement à plus grande échelle. Dans ce contexte, trouver des moyens de transporter de grandes quantités d'hydrogène de manière rentable sur de longues distances est un défi particulier, à la fois comme condition préalable à l'émergence de marchés mondiaux compétitifs pour l'hydrogène propre et pour permettre à des régions à forte demande telles que l'Europe d'accéder à des fournisseurs à moindre coût ailleurs dans le monde.

Pour étudier ces questions, CATF a demandé à KBR Inc, une société de conseil basée à Houston et spécialisée dans l'ingénierie et la technologie, de modéliser le coût des différentes voies d'acheminement de l'hydrogène à faible teneur en carbone depuis les régions productrices probables vers l'Europe, et plus précisément vers le port de Rotterdam, aux Pays-Bas. Rotterdam a été choisi comme point d'entrée de l'hydrogène importé dans cette analyse parce que le port est un moteur économique important en Europe, un centre de soutage majeur et qu'il est adjacent à de nombreuses installations industrielles lourdes qui peuvent potentiellement utiliser de l'hydrogène importé. En outre, l'opérateur du port de Rotterdam a annoncé des plans visant à développer la capacité de traiter 20 millions de tonnes par an d'importations d'hydrogène d'ici 2050.

En développant des estimations de coûts détaillées pour chaque élément de la chaîne de valeur à faible émission de carbone, l'analyse a été conçue pour élucider les implications des différents choix concernant le vecteur hydrogène, le mode de transport et le lieu d'exportation. Le présent rapport résume les résultats de l'analyse de KBR et met en évidence les principales conclusions à tirer pour les décideurs et les parties prenantes^.5

Le reste de ce rapport est organisé comme suit : La section 2 présente l'historique et le contexte de l'analyse. La section 3 décrit les vecteurs d'hydrogène potentiels et les chaînes de valeur. La section 4 passe en revue l'approche et la méthodologie de l'étude, en soulignant les hypothèses importantes et les sources de données. La section 5 présente les résultats. La section 6 présente brièvement le contexte politique actuel des investissements dans l'hydrogène propre. La section 7 conclut en examinant les recommandations politiques et les domaines de recherche future.

2. Historique et contexte de l'analyse

2.1 Les arguments en faveur de l'hydrogène à faible teneur en carbone

Au niveau international, il existe un large consensus non seulement sur l'urgence de réduire rapidement les émissions de gaz à effet de serre pour éviter les pires impacts du changement climatique, mais aussi sur les principaux éléments d'une stratégie viable pour parvenir à une décarbonisation complète à l'échelle de l'économie. Les efforts globaux visant à accroître l'efficacité énergétique et à électrifier le plus grand nombre possible d'utilisations finales de l'énergie, tout en décarbonisant rapidement l'approvisionnement en électricité, sont clairement prioritaires et ont fait l'objet d'une attention considérable de la part des décideurs politiques et des analystes. Mais il est de plus en plus admis que des technologies et des politiques supplémentaires seront nécessaires pour traiter certains secteurs et utilisations finales qui sont difficiles à électrifier.

Cette étude se concentre sur l'hydrogène à faible teneur en carbone, qui fait l'objet d'un regain d'^attention6 en tant qu'option potentielle pour décarboniser certains secteurs à forte intensité énergétique (tels que le transport lourd et longue distance) et certaines industries (telles que le ciment, le fer et les produits pétrochimiques)^.7 Dans le cadre d'un portefeuille de technologies énergétiques propres avancées, l'hydrogène présente plusieurs avantages : Il peut être produit avec de faibles émissions à partir de diverses matières premières et selon diverses méthodes, il n'émet pas de dioxyde de carbone (CO2) au point d'utilisation, et il est polyvalent et peut être utilisé dans toute une série d'applications.

Pour ces raisons, de nombreuses analyses d'experts - et, de plus en plus, de nombreux gouvernements et chefs d'entreprise - considèrent que l'hydrogène a un rôle à jouer dans la transition vers l'énergie propre qui doit s'opérer à l'échelle mondiale au cours des prochaines décennies.

Toutefois, pour réaliser ce potentiel, des obstacles importants doivent être surmontés, dont les principaux sont les suivants :

1. Développer et étendre rapidement des technologies rentables à faible teneur en carbone pour la production, le transport, le stockage et la distribution de l'hydrogène.
2. étendre l'utilisation de l'hydrogène à des secteurs où il n'est pas encore présent sur le marché. Un défi connexe - le développement des systèmes de transport d'hydrogène à grande échelle nécessaires pour relier les régions consommatrices à coût élevé aux régions productrices à coût plus faible - est à l'origine de la présente étude.

2.2 Principes de base de l'hydrogène : marché actuel et nouveaux défis

L'hydrogène est déjà largement utilisé pour diverses applications non énergétiques, principalement comme matière première chimique dans le raffinage du pétrole, pour fabriquer de l'ammoniac pour les engrais et dans la production de méthanol. D'autres utilisations industrielles courantes de l'hydrogène peuvent être trouvées dans la production d'aliments et de médicaments, la fabrication de verre et de semi-conducteurs, et la fabrication de métaux. En fait, la croissance de ces secteurs a fortement stimulé la demande mondiale d'hydrogène, qui atteindra 94 millions de ^tonnes8 en 2021, selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE)^.9

L'hydrogène est un élément abondant dans l'environnement terrestre, mais comme il n'existe dans la nature qu'en combinaison avec d'autres éléments chimiques, l'hydrogène pur (H2) doit être produit à partir de matières premières contenant de l'hydrogène. La méthode la moins coûteuse et la plus utilisée aujourd'hui pour produire de l'hydrogène pur est le reformage du méthane à la vapeur (SMR) : dans ce processus, le gaz naturel, qui est en grande partie composé de méthane (CH4), réagit avec de la vapeur à haute température en présence d'un catalyseur pour générer de l'hydrogène gazeux pur et du monoxyde de carbone. Une autre méthode de production conventionnelle consiste à gazéifier du charbon ou une autre matière première hydrocarbonée (par exemple, du charbon mélangé à de la biomasse ou à des déchets plastiques).

Ces dernières années, la SMR utilisant le gaz naturel a représenté près des deux tiers de la production mondiale d'hydrogène, la gazéification du charbon (principalement en Chine) représentant 19 % de la production mondiale^.10 Telles qu'elles sont pratiquées actuellement, ces méthodes sont relativement intensives en carbone : on estime en effet que la production d'hydrogène représente aujourd'hui 6 % de la consommation mondiale de gaz naturel et près de 900 millions de tonnes d'émissions de CO2 par an^.11

L'hydrogène peut également être produit en faisant passer un courant électrique dans l'eau pour séparer les atomes d'hydrogène des atomes d'oxygène dans un processus appelé électrolyse. Cette méthode peut être exempte de carbone si l'électricité utilisée est générée par des sources non émettrices telles que les générateurs renouvelables (par exemple, l'énergie éolienne et solaire) ou l'énergie nucléaire. Le terme hydrogène "vert" désigne généralement l'hydrogène produit par électrolyse à partir d'électricité produite à partir de sources renouvelables. Toutefois, l'électrolyse est actuellement beaucoup plus coûteuse que les autres modes de production d'hydrogène ; c'est pourquoi elle ne représente qu'environ 2 % de la production actuelle d'hydrogène dans le^monde12.

L'ajout d'une technologie permettant de capturer et de stocker les émissions de CO2 afin qu'elles ne pénètrent pas dans l'atmosphère offre un moyen de réduire considérablement les émissions des modes actuels de production d'hydrogène à base de combustibles fossiles : L'hydrogène à faible teneur en carbone produit par SMR avec capture du carbone est souvent appelé hydrogène "bleu" pour le distinguer de l'hydrogène conventionnel ("gris") ou de l'hydrogène "vert" à faible teneur en carbone. Cette filière de production devrait être associée à des contrôles stricts des émissions de méthane en amont de l'installation de production d'hydrogène.

Les coûts de production de l'hydrogène gris par SMR conventionnel ou gazéification dépendent fortement des prix des combustibles fossiles. En 2021, selon l'AIE, le coût nivelé de la production d'hydrogène à partir de gaz naturel dans différentes parties du monde allait de 1 dollar par kilogramme (kg) à 2,5 dollars par kg (environ 30 à 75 dollars par MWh d'hydrogène). Le même rapport de l'AIE estime que l'ajout du piégeage du carbone pour réduire les émissions de CO2 augmente les coûts de production de l'hydrogène bleu d'environ 1,5 à 3 dollars par kg (environ 45 à 90 dollars par MWh), alors que les coûts actuels de la production d'hydrogène par électrolyse alimentée par des énergies renouvelables varient de 4 à 9 dollars par kg (environ 120 à 270 dollars par MWh)¹³.

La réduction des coûts de production de l'hydrogène à faible teneur en carbone est évidemment une priorité pour permettre une utilisation accrue de l'hydrogène dans le cadre d'une stratégie de décarbonisation plus large. Mais la production d'hydrogène n'est qu'une partie de la chaîne de valeur de l'hydrogène propre - des investissements substantiels
et des améliorations technologiques seront également nécessaires pour développer l'infrastructure de transport, de stockage et de distribution de l'hydrogène et pour adapter les technologies d'utilisation finale afin qu'elles puissent fonctionner efficacement avec l'hydrogène, qui a des propriétés de combustion différentes de celles des combustibles fossiles conventionnels.

Le transport et le stockage, en particulier, posent des problèmes car l'hydrogène pur, qui existe sous forme de gaz à température et pression ambiantes, est beaucoup moins dense que les combustibles fossiles conventionnels et doit être compacté, par compression et/ou réfrigération, pour être manipulé^{efficacement14}.

Une fois comprimé, l'hydrogène gazeux peut être transporté de manière économique par pipeline, mais pour le transport en vrac par bateau, l'hydrogène doit être soit liquéfié, soit converti en un "vecteur" chimique plus facile à transporter et à stocker en grandes quantités. Comme nous le verrons plus en détail dans la section 3, l'une ou l'autre de ces approches implique plusieurs étapes, chacune d'entre elles ajoutant une complexité technologique et opérationnelle à la chaîne de valeur globale et entraînant des pertes d'énergie et d'efficacité significatives, avec des répercussions concomitantes sur les^coûts15.

3. Transporteurs potentiels et chaînes de valeur pour un marché mondial de l'hydrogène

Cette section décrit les différents vecteurs d'hydrogène et les options de transport envisagés pour cette analyse, en identifiant les principaux composants de la chaîne de valeur dans chaque cas et en soulignant les considérations potentiellement importantes en matière d'énergie, d'infrastructure et de manutention. Pour le transport par bateau, l'analyse porte sur l'hydrogène liquide, le méthylcyclohexane (MCH) et l'ammoniac. Le transport par pipeline a été considéré comme la seule option viable pour les importations à grande échelle d'hydrogène gazeux lorsque cela est géographiquement possible ; il est examiné après les options de transport maritime (section 3.5)^.16

3.1 L'usine de production d'hydrogène

La chaîne de valeur de tous les vecteurs d'hydrogène considérés dans cette analyse commence par une usine qui utilise le gaz naturel comme matière première et recourt au reformage thermique automatique (ATR) pour produire de l'hydrogène pur à partir du méthane. Plusieurs usines d'ATR actuellement proposées ont des taux de captage cibles allant de plus de 95 % à 97 %. Cette analyse suppose un taux de captage de 97 % des émissions de CO2 des futures usines d'hydrogène ATR ; elle suppose également que tout le CO2 capté est comprimé et éliminé dans l'usine de production d'hydrogène ou à proximité de celle-ci.

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Figure 1 : Chaîne de valeur de l'hydrogène - Production d'hydrogène à faible teneur en carbone

3.2 Hydrogène liquide (LH2)

La figure 2 illustre la chaîne de valeur de l'hydrogène liquide, qui commence par la compression et le refroidissement de l'hydrogène gazeux sur le site d'exportation afin de le liquéfier pour l'exportation. Les besoins en énergie pour cette étape sont considérables, car l'hydrogène doit être refroidi et maintenu à une température de -253°C. Aux fins de cette analyse, KBR suppose que l'hydrogène liquide servirait également de combustible de soute pendant le transport - en d'autres termes, les navires transportant de l'hydrogène liquide consommeraient une partie de leur cargaison pendant le trajet jusqu'à la destination d'importation. La nécessité de maintenir l'hydrogène liquide à très basse température tout au long des opérations de stockage, de transport et de manutention a des implications énergétiques et financières importantes pour cette chaîne de valeur ; elle augmente également les coûts d'infrastructure - y compris les coûts des réservoirs de stockage cryogéniques, de la tuyauterie cryogénique et d'autres équipements spécialisés - à la fois sur les sites d'importation et d'exportation.

En raison de ces exigences de liquéfaction et de stockage, l'hydrogène liquide est la filière d'importation la plus gourmande en capital parmi celles qui ont été envisagées. La manipulation de grands volumes d'hydrogène liquide nécessiterait également une augmentation significative des capacités actuelles. En outre, le transport d'hydrogène liquide par bateau a fait ses preuves, mais il faudra encore des années avant qu'il ne devienne une méthode établie, commerciale et fiable pour transporter de grandes quantités d'hydrogène à une échelle proche de celle du gaz naturel liquéfié (GNL). Les défis à relever sont notamment la gestion de l'évaporation pendant le stockage, les opérations de chargement et de déchargement et la limitation des émissions de la chaîne d'approvisionnement.

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Figure 2 : Chaîne de valeur de l'hydrogène - L'hydrogène liquide comme vecteur

3.3 Méthylcyclohexane (MCH)

Dans cette chaîne de valeur, l'hydrogène gazeux est utilisé pour hydrogéner le toluène, un solvant organique, afin de former du méthylcyclohexane liquide (MCH), un autre solvant organique adapté au transport maritime. Une fois que le MCH atteint la destination d'importation, il est déshydrogéné pour libérer de l'hydrogène et la molécule de toluène d'origine, qui est ensuite renvoyée à l'exportateur pour recommencer le cycle. Du point de vue du stockage et du transport, les transporteurs d'hydrogène organique liquide (LOHC) comme le MCH et le toluène présentent plusieurs avantages : ils sont tous deux liquides à température ambiante, ont une volatilité et une toxicité relativement faibles et sont par ailleurs similaires aux carburants familiers à base de pétrole brut, ce qui simplifie les exigences en matière de manutention et d'infrastructure.

Cependant, la chaîne de valeur du toluène et du MCH présente également des inconvénients distincts. Tout d'abord, les terminaux d'exportation et d'importation nécessitent de vastes infrastructures de stockage, tant pour le toluène que pour sa forme hydrogénée, le MCH. La nécessité de recharger le toluène et de le renvoyer sur le lieu d'exportation en est un autre. En outre, seuls 6 % environ du poids du MCH sont constitués d'hydrogène. Cela signifie qu'une grande partie des coûts de transport et de l'énergie pour cette filière d'importation est consacrée au transport du vecteur liquide organique plutôt qu'à celui de l'hydrogène lui-même. L'analyse de KBR suppose que les navires transportant du MCH fonctionneront au GNL. La nécessité de fournir de grands volumes de toluène constitue un autre défi, surtout si l'on considère que le toluène est en grande partie un sous-produit du raffinage.

Il est important de noter que ce choix de vecteur entraîne de lourdes pénalités énergétiques à la fin de la chaîne de valeur, en raison des importants apports de chaleur et d'électricité nécessaires pour déshydrogéner le MCH et fournir de l'hydrogène purifié en tant que produit final. Le processus de déshydrogénation peut à lui seul consommer de 43 à 52 % de l'hydrogène produit dans l'usine de production et augmente considérablement le volume de production initial nécessaire pour fournir une quantité équivalente d'hydrogène sur le site d'importation. Enfin, si le procédé d'hydrogénation du toluène en MCH est technologiquement au point et déjà utilisé dans plusieurs industries, il n'en va pas de même pour le procédé inverse de déshydrogénation du MCH afin de libérer de l'hydrogène pur.

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Figure 3 : Chaîne de valeur de l'hydrogène - Toluène / MCH comme vecteur d'hydrogène

3.4 Ammoniac (NH3)

L'ammoniac est un autre produit chimique qui a suscité de l'intérêt en tant que vecteur potentiel pour le transport de l'hydrogène à grande échelle. L'ammoniac est déjà l'un des produits chimiques les plus utilisés dans le monde - par conséquent, les méthodes de production sont bien développées, les exigences en matière de stockage et de transport sont bien comprises et il existe déjà une vaste infrastructure de production et de distribution de l'ammoniac, y compris des navires et des terminaux. L'ammoniac est également beaucoup moins exigeant que le LH2 en termes de conditions de température et de pression requises pour le maintenir à l'état liquide - cela signifie qu'il peut être stocké dans des réservoirs pressurisés courants de type C et qu'il ne nécessite pas de manipulation ou d'équipement spécialisé. Néanmoins, l'ammoniac présente certains risques de toxicité qui pourraient être amplifiés par une forte augmentation des transports maritimes d'ammoniac. (Les quelque 20 millions de tonnes d'ammoniac qui sont actuellement transportées par bateau chaque année représentent moins de 15 % du marché mondial actuel de l'ammoniac).

La figure 4 illustre la chaîne de valeur de l'ammoniac. Comme l'indique la figure, KBR a supposé l'utilisation du procédé Haber-Bosch, qui représente déjà la majeure partie de la production d'ammoniac dans le monde, pour convertir l'hydrogène gazeux et l'air en ammoniac. Cette partie de la chaîne de valeur nécessite des apports de chaleur et d'électricité, mais les technologies et les processus impliqués sont matures.
En revanche, les technologies nécessaires pour déshydrogéner efficacement (ou "craquer") l'ammoniac afin de libérer de l'hydrogène une fois qu'il atteint la destination d'importation en sont encore à des stades de développement relativement précoces. Les méthodes actuelles de craquage de l'ammoniac nécessitent des apports énergétiques importants.

En raison de ces exigences, KBR a également envisagé le cas où l'ammoniac est livré sans déshydrogénation (craquage) pour être utilisé dans des applications telles que l'avitaillement des navires, la production d'électricité et d'autres marchés finaux. Bien que ce cas ne permette pas une comparaison identique avec les chaînes de valeur d'autres vecteurs d'hydrogène, qui sont supposés fournir de l'hydrogène de grande pureté comme produit final, il peut s'agir d'une option réaliste pour réduire les coûts de la transition vers l'hydrogène à faible teneur en carbone dans certaines applications énergétiques. Comme pour l'hydrogène liquide, l'analyse suppose que les navires transportant de l'ammoniac utilisent l'ammoniac comme combustible de soute, consommant ainsi une partie de leur cargaison en cours de route.

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Figure 4 : Chaîne de valeur de l'hydrogène - L'ammoniac comme vecteur d'hydrogène

3.5 Transport d'hydrogène gazeux par pipeline

Contrairement aux options de vecteurs liquides envisagées dans cette analyse, la chaîne de valeur pour le transport par gazoduc de l'hydrogène gazeux est relativement simple. Les étapes à forte intensité énergétique de la liquéfaction de l'hydrogène ou de sa conversion en vecteur sur le site d'exportation, puis de l'inversion du processus pour libérer l'hydrogène sur le site d'importation, sont totalement évitées et les autres besoins en matière de stockage et de transport sont également fortement réduits. L'hydrogène gazeux doit être comprimé pour être transporté par pipeline, mais les besoins énergétiques associés sont relativement modestes^.17

Néanmoins, la faible densité énergétique volumétrique de l'hydrogène signifie que l'énergie nécessaire pour acheminer l'hydrogène par gazoduc est trois fois supérieure à l'énergie nécessaire pour acheminer une quantité équivalente d'énergie sous forme de gaz naturel. Le transport de l'hydrogène par gazoduc présente l'avantage d'être technologiquement plus mûr et plus éprouvé que la voie maritime ou celle des transporteurs. La distance est toutefois une contrainte plus importante pour le transport par gazoduc, ce qui limite le nombre de sites d'exportation potentiels qui pourraient fournir de manière rentable de l'hydrogène à faible teneur en carbone à l'Europe par cette voie. En outre, la construction d'une nouvelle infrastructure de gazoducs - en particulier au-delà des frontières nationales - peut présenter des difficultés politiques qui ne s'appliqueraient pas aux transports maritimes.

4. La méthodologie

4.1 Champ d'analyse et conception de l'étude

L'analyse de KBR a pris en compte quatre voies d'acheminement de l'hydrogène (hydrogène liquide, MCH et ammoniac acheminés par voie maritime et hydrogène gazeux acheminé par pipeline), six sites d'exportation potentiels (Algérie, Argentine, Norvège, Qatar, Arabie saoudite et États-Unis) et trois volumes d'importation (250 000, 1 million et 10 millions de tonnes par an) qui ont été supposés être atteints en 2030, 2040 et 2050, respectivement. En outre, KBR a envisagé deux scénarios pour l'ammoniac en tant que vecteur d'hydrogène : dans un scénario, l'ammoniac livré à l'Europe serait directement utilisé comme combustible ; dans l'autre scénario, l'ammoniac serait "craqué" pour libérer de l'hydrogène pur après avoir atteint l'Europe.

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Figure 5 : Voies d'importation d'hydrogène à faible teneur en carbone en Europe

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Tableau 1 : Paramètres clés de la conception de l'étude

Variable	Spécifications
Volume deH2 livré (tonnes/an)	250,000 /1,000,000/ 10,000,000
Transporteurs	LH2 / NH3 / MCH
Transport maritime (LH2 / NH3 / MCH)	Norvège / États-Unis / Argentine / Qatar / Arabie Saoudite
Transport par pipeline (gazH2 )	Norvège / Algérie
Nombre de cas	71

Le tableau 1 résume les combinaisons de paramètres qui ont été prises en compte pour cette analyse ; ensemble, elles ont donné lieu à 71 cas distincts. (Comme indiqué précédemment, on a supposé que les importations d'hydrogène entraient dans le port de Rotterdam dans tous les cas). Pour l'Algérie, seul le transport d'hydrogène gazeux par pipeline a été pris en compte ; pour l'Argentine, le Qatar, l'Arabie saoudite et les États-Unis, seul le transport maritime d'hydrogène liquide, d'ammoniac liquide ou de MCH a été envisagé. Pour la Norvège, on a pris en compte à la fois le transport maritime d'hydrogène liquide, d'ammoniac ou de MCH et le transport d'hydrogène gazeux par gazoduc.

Pour chaque cas, KBR a estimé le coût levelized de l'hydrogène livré (LCOH), en dollars américains par kilogramme ($/kg), en tenant compte de tous les principaux composants de la chaîne de valeur de l'hydrogène. Ces composants sont les suivants

• Production d'hydrogène, y compris l'usine de production d'hydrogène et le système de capture et de séquestration du carbone.
• Production et exportation de transporteurs, y compris la production et la synthèse de transporteurs, le stockage d'exportation et la jetée d'exportation.
• Transport par bateau ou par oléoduc (le transport par oléoduc n'a été envisagé que pour les sites d'exportation d'Algérie et de Norvège).
• Importation, y compris la jetée d'importation, le stockage des transporteurs et la regazéification/libération de l'hydrogène dans l'installation d'importation, le cas échéant.

Les estimations de coûts de KBR ont été élaborées à l'aide d'un outil de modélisation interne qui tient compte des dépenses d'investissement et d'exploitation spécifiques au site (CAPEX et OPEX, respectivement) dans les différents segments de la chaîne de valeur de l'hydrogène (production, exportation, transport et importation) pour calculer le LCOH global sur le site d'importation. Les CAPEX pour chaque élément de la chaîne d'approvisionnement comprennent les coûts des matériaux, de la construction, de la conception et de la gestion de projet, de l'assurance et de la certification, ainsi que les coûts des imprévus^.18 Les OPEX pour chaque élément comprennent les coûts des opérations fixes et de la maintenance, de la consommation d'énergie, des matières premières de gaz naturel et des combustibles autres que l'hydrogène (par exemple, le GNL dans les cas qui impliquent le transport maritime de MCH)^.19 Les données sur les coûts et les prix datent de 2021 et ne sont pas ajustées pour tenir compte de l'inflation (voir une discussion plus approfondie sur les sources de données et les hypothèses à la section 4.2). Les coûts des frais et des taxes n'ont pas été inclus et l'analyse ne tient pas compte des crédits d'émissions de carbone qui pourraient être générés par l'utilisation ou l'importation d'hydrogène à faible teneur en carbone. Un modèle d'actualisation des flux de trésorerie avec un taux d'actualisation ou un coût moyen pondéré du capital de 10 % et une durée de vie supposée de l'usine de 30 ans a été utilisé pour calculer le coût nivelé.

Pour calculer les coûts estimés des importations d'hydrogène par pipeline, KBR a utilisé PIPESIM pour dimensionner les pipelines nécessaires, en supposant une pression d'entrée de l'hydrogène de 80 bar (typique de l'infrastructure européenne de transport de gaz existante) et l'installation de stations de compression lorsque la pression de sortie tombe en dessous de 40 bar. La taille des conduites a été fixée de manière à ce que des stations de compression soient nécessaires à des intervalles d'environ 100 kilomètres. Les CAPEX et OPEX ont été estimés à l'aide du logiciel IHS Que$tor (en tenant compte du premier trimestre 2021), où les OPEX comprennent l'énergie électrique importée pour les stations de compression des gazoducs à un coût supposé de 80 dollars par mégawattheure (MWh). L'électricité nécessaire au fonctionnement des stations de compression des oléoducs représente une part importante des coûts OPEX pour le transport par oléoducs. Dans les cas de la Norvège et de l'Algérie, les pipelines offshore ont été dimensionnés de manière à éviter la nécessité d'une compression sous-marine.

4.2 Hypothèses clés, limites de l'étude et sources de données

Comme indiqué dans les sections précédentes, il a été demandé à KBR de procéder à une comparaison technico-économique des coûts pour différentes voies potentielles d'approvisionnement de l'Europe en importations d'"hydrogène bleu" (c'est-à-dire de l'hydrogène produit par reformage du gaz naturel à l'aide d'intrants énergétiques à faible teneur en carbone et de la capture du carbone). L'analyse se concentre sur l'hydrogène bleu car la plus grande maturité technologique et le coût plus faible de cette méthode de production signifient qu'elle a le potentiel de s'étendre plus rapidement que l'"hydrogène vert" produit par électrolyse. Toutefois, il est important de noter que les résultats de l'analyse KBR concernant les coûts des segments d'exportation, de transport et d'importation de la chaîne de valeur de l'hydrogène s'appliqueraient également à l'hydrogène produit à l'aide d'autres matières premières et procédés.

Plusieurs limites de la conception de l'étude doivent être reconnues d'emblée. Premièrement, l'analyse des coûts englobe la livraison d'hydrogène uniquement au port de Rotterdam - elle ne tient pas compte des coûts de la livraison du "dernier kilomètre" aux clients finaux, une étape cruciale de la chaîne de valeur qui imposera ses propres exigences en matière d'infrastructure de transport, de stockage et de distribution. Une étude complémentaire serait nécessaire pour examiner les coûts et la logistique de la livraison d'hydrogène importé à des utilisateurs potentiels qui ne se trouvent pas nécessairement à proximité de grands centres de réception, tels que Rotterdam.

Un point connexe est que les estimations de coûts de KBR pour la production et l'importation d'hydrogène ne correspondent pas aux coûts auxquels les utilisateurs finaux pourraient s'attendre. Au contraire, les coûts pour les utilisateurs finaux refléteraient les coûts supplémentaires de distribution et de livraison mentionnés ci-dessus, ainsi que d'autres facteurs de marché - les coûts finaux seraient donc certainement plus élevés que les coûts de production et probablement beaucoup plus élevés, étant donné les propriétés physiques difficiles de l'hydrogène, que les coûts pour les carburants existants. Tant que des marchés et des mécanismes de tarification mieux développés ne commenceront pas à émerger, il restera extrêmement difficile de prédire les prix futurs de l'hydrogène.

En ce qui concerne les considérations environnementales, cette étude ne comprend pas d'analyse du cycle de vie complet des émissions de gaz à effet de serre ou d'autres émissions provenant de la production et du transport de l'hydrogène^.20 En réalité, les émissions en amont pourraient être importantes en fonction des technologies et des sources d'énergie utilisées tout au long de la chaîne de valeur. En réalité, les émissions en amont pourraient être importantes en fonction des technologies et des sources d'énergie utilisées tout au long de la chaîne de valeur. En revanche, l'analyse stipule que les futures importations d'hydrogène en Europe devront être qualifiées de "faibles en carbone" et intègre plusieurs hypothèses pour satisfaire à cette exigence :

1. L'hydrogène est produit en combinant l'ATR à base de gaz naturel avec la technologie CCS afin de capturer 97 % des émissions de CO2 dans l'usine de production d'hydrogène. Le coût du piégeage du carbone dans l'usine d'ATR est inclus dans les estimations de coûts de KBR pour la production d'hydrogène.
2. Les besoins en électricité de l'usine de production d'hydrogène et d'autres points de la chaîne de valeur sont satisfaits par de l'électricité propre (énergies renouvelables, nucléaire ou combustibles fossiles avec captage du carbone).
3. D'autres besoins énergétiques - notamment pour le combustible de soute pendant le transport maritime et pour la chaleur industrielle à différents points de la chaîne de valeur (par exemple, pour libérer l'hydrogène de vecteurs tels que l'ammoniac ou le MCH) - sont couverts par la production d'hydrogène supplémentaire et pris en compte dans les bilans massiques utilisés pour calculer le coût de l'hydrogène livré sur le site d'importation. Cela explique pourquoi il existe des variations entre les différentes régions d'exportation en termes de quantité initiale d'hydrogène qui doit être produite pour livrer la même quantité d'hydrogène à Rotterdam. Dans le cas des expéditions de MCH, l'analyse suppose que le GNL est utilisé comme combustible de soute pendant le transport maritime et inclut ces coûts.
4. Le CO2 capturé dans l'usine de production d'hydrogène est stocké en permanence à l'abri de l'atmosphère dans un réservoir géologique approprié situé à proximité. À des fins d'estimation des coûts, l'analyse suppose que le coût de la séquestration du CO2 capturé au cours du processus de production d'hydrogène est de 20 dollars par tonne pour tous les sites. En réalité, bien sûr, le coût de la séquestration géologique varie d'un endroit à l'autre, en fonction de divers facteurs, notamment la distance par rapport au site de séquestration, les caractéristiques du réservoir et les exigences de pompage, etc. (à titre de comparaison, une analyse récente de l'Agence américaine de protection de l'environnement estime les coûts de transport et de stockage du CO2 entre 10 et 28 dollars par tonne)^.21
5. Des mesures strictes de contrôle des émissions de méthane sont en place en amont de l'installation de production d'hydrogène.

Il convient de souligner que chacune des hypothèses susmentionnées s'accompagne de coûts, de technologies et d'infrastructures considérables. En fait, des investissements substantiels et des interventions politiques seront nécessaires pour développer l'approvisionnement en électricité sans carbone, commercialiser une technologie rentable de capture du carbone, développer des systèmes à l'échelle industrielle pour la séquestration géologique du CO2 capturé, et parvenir à des émissions de méthane en amont proches de zéro - autant d'éléments qui seront essentiels pour décarboniser les futures chaînes d'approvisionnement en hydrogène. Des améliorations technologiques seront également nécessaires en aval de l'usine de production d'hydrogène,
par exemple pour développer des navires de grande capacité pouvant fonctionner à l'hydrogène liquide ou à l'^ammoniac22 et pour améliorer les processus d'hydrogénation et de déshydrogénation des vecteurs d'hydrogène tels que le MCH et l'ammoniac.

Le tableau 2 identifie les paramètres et les hypothèses clés de cette analyse, en indiquant la base de l'hypothèse ou la source des données, le cas échéant. Des détails supplémentaires peuvent être trouvés dans le rapport complet de KBR.

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Tableau 2 : Hypothèses et sources de données des estimations de coûts de la KBR

Variable	Hypothèse ($=dollar américain)	Source
Taux de main-d'œuvre qualifiée et non qualifiée	Variable selon le lieu	Compass International Publications benchmark
Coûts de construction	Varie selon le lieu en fonction des taux de main-d'œuvre et du facteur de localisation, ce dernier prenant en compte les facteurs d'importation et de productivité. Calculé en supposant une fabrication et une construction locales et en tenant compte des facteurs de productivité de la main-d'œuvre locale et des estimations salariales.	KBR interne
Prix de l'électricité propre	Algérie: 43 $/MWh Argentine: 46 $/MWh Norvège: 30 $/MWh Qatar: 47 $/MWh Arabie saoudite: 46 $/MWh États-Unis: 35 $/MWh	IEA 2021
Prix du gaz naturel	Algérie: 0,75 $/MMBtu Argentine: 2,94 $/MMBtu Norvège: 10,16 $/MMBtu Qatar: 1,25 $/MMBtu Arabie saoudite : 1,25 $/MMBtu États-Unis : 3,24 $/MMBtu	Informations internes de KBR pour l'Algérie ; rapport sur les prix de gros de l'Union internationale du gaz (2020-2021) pour l'Argentine, le Qatar et l'Arabie saoudite ; prix moyens du TTF pour 2019 et 2021 - HIS pour la Norvège.
Coût de la séquestration duCO2	Tous les sites : 20 dollars par tonne deCO2	KBR interne
Vitesse moyenne des navires de transport maritime	15 nœuds	KBR interne basé sur l'expérience de l'industrie
Distance entre le terminal d'exportation et le port de Rotterdam	Algérie: 2 500 kma (pipeline uniquement) Argentine (Buenos Aires): 14 496 km/7 827 milles nautiques (maritime uniquement) Norvège (Oslo): 870 kmb (oléoduc) ; 1315 km/710 milles nautiques (maritime) Qatar (Doha): 13 364 km/7 216 miles nautiques (maritime uniquement) Arabie Saoudite (Jeddah) : 8 627 km/4 658 milles nautiques (maritime uniquement) États-Unis (Houston) : 11 464 km/6 190 milles nautiques (maritime uniquement)	KBR internal Notes : a 210 km sont sous-marins (Medgaz vers l'Espagne) - source McKinsey Hydrogen Insights Report 2021. b Sur la base d'Europipe II, la distance entre Karsto et Dornum est de 660 km plus 210 km vers le nord des Pays-Bas.
Pipeline CAPEX et OPEX	Variable selon le lieu	Calculé à l'aide de l'outil d'estimation IHS Que$tor (2021 Q1)

5. Les résultats

5.1 Coût global de l'hydrogène livré

La figure 6 résume les estimations de KBR concernant le coût global pour les différents sites d'exportation, vecteurs d'hydrogène et volumes d'importation considérés. Dans tous les cas, les coûts indiqués sont calculés sur une base nivelée, en dollars américains, par kilogramme d'hydrogène livré, en tenant compte de toute production supplémentaire d'hydrogène nécessaire pour répondre aux besoins en carburant en amont. Il convient de noter que les figures 6 à 8 n'incluent pas les coûts de la chaîne de valeur de l'ammoniac non craqué ; étant donné que cette chaîne de valeur ne fournit pas un produit équivalent (c'est-à-dire de l'hydrogène pur), les estimations des coûts de l'ammoniac non craqué sont examinées séparément, à la fin de la présente section. Les mêmes chiffres indiquant les résultats des coûts en dollars américains par MWh d'hydrogène livré figurent en annexe.

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Figure 6 : Coût nivelé de l'hydrogène ($/kg_H2)

La figure 7 montre que la Norvège, en raison de sa proximité relative avec Rotterdam, est la source la moins coûteuse pour l'hydrogène livré par gazoduc au volume d'approvisionnement le plus faible envisagé (250 000 tonnes par an). Pour des volumes d'approvisionnement plus importants, qui permettraient d'utiliser des gazoducs de plus grand diamètre, l'Algérie - dont le gaz naturel est moins cher que celui de la Norvège - devient la source la moins coûteuse, bien qu'elle soit plus éloignée.

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Figure 7 : Coût nivelé de l'hydrogène par gazoduc en dollars américains ($) par kg

La figure 8 compare les options site d'exportation/transporteur d'hydrogène les moins coûteuses pour chaque volume d'approvisionnement considéré. Elle indique que l'option du gazoduc la moins coûteuse présente un avantage de 0,2 à 0,3 dollar par kilogramme (6 à 9 dollars par MWh) par rapport à l'option de transport maritime la moins coûteuse (c'est-à-dire l'ammoniac craqué provenant du golfe Persique) pour tous les volumes d'importation et tous les lieux d'exportation considérés.

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Figure 8 : Coût le plus bas de l'hydrogène selon différentes chaînes d'approvisionnement

Parmi les régions d'exportation potentielles pour les expéditions maritimes, le golfe Persique est la source la moins coûteuse pour tous les types de vecteurs d'hydrogène considérés et pour tous les volumes d'approvisionnement. Cela est dû à une combinaison d'avantages concernant la distance de transport, le prix des matières premières du gaz naturel et une structure d'investissement compétitive. La Norvège est la source la plus chère pour les importations maritimes, en grande partie à cause des coûts élevés des matières premières et des coûts de construction plus élevés pour les infrastructures de production et d'exportation d'hydrogène.

Parmi les vecteurs d'hydrogène liquide pouvant être transportés par bateau, l'ammoniac est l'option la moins coûteuse sur tous les sites d'exportation et pour tous les volumes d'approvisionnement. Les coûts de l'hydrogène liquide et du MCH sont plus élevés que ceux de l'ammoniac dans tous les cas, en raison des besoins plus importants en infrastructures et en énergie associés à l'ensemble de la chaîne de valeur de ces options.

Si l'on compare les estimations de coûts de KBR pour l'ammoniac entre les différents lieux d'exportation, la région du golfe Persique présente un avantage constant en termes de coûts, mais l'écart de coûts entre le golfe Persique et l'Amérique du Nord ou du Sud est modeste par rapport à l'écart de coûts entre l'ammoniac et les autres vecteurs d'hydrogène liquide. Plus précisément, on estime que l'ammoniac provenant des États-Unis ou d'Argentine coûte de 0,20 à 0,40 dollar de plus par kg (6 à 12 dollars de plus par MWh) d'hydrogène livré à Rotterdam que l'ammoniac provenant du golfe Persique, en fonction du volume global de la chaîne d'approvisionnement. Cet écart de coût d'environ 10 à 15 % suggère que des régions autres que le golfe Persique pourraient être compétitives en tant que fournisseurs d'hydrogène à faible teneur en carbone sur les futurs marchés mondiaux si elles réalisent les investissements nécessaires dans la capacité de production et d'exportation.

Enfin, les résultats du KBR montrent que les coûts de l'hydrogène livré diminuent lorsque les volumes d'approvisionnement augmentent pour tous les transporteurs et tous les sites d'exportation, en raison des économies d'échelle.

Le tableau 3 présente les coûts estimés pour les importations d'ammoniac non craqué en provenance de différents lieux d'exportation (des chiffres supplémentaires en $/MWh sont fournis en annexe). Comme indiqué précédemment, l'ammoniac peut être directement utilisé comme combustible ou matière première dans certaines applications, ce qui permet d'éviter l'étape de déshydrogénation nécessaire pour libérer de l'hydrogène pur à la fin de la chaîne de valeur. Cela réduit considérablement les coûts, de sorte que les importations maritimes d'ammoniac non craqué en provenance de tous les lieux d'exportation, à l'exception de la Norvège, sont plus rentables que le transport par gazoduc de l'hydrogène gazeux. Il est toutefois important de souligner que les estimations présentées dans le tableau 3 supposent que l'ammoniac, et non l'hydrogène, est livré en tant que produit final. Toutefois, il serait nécessaire de poursuivre le développement technologique pour élargir les possibilités d'utilisation finale directe de l'ammoniac.

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Tableau 3 : Résultats du coût de l'équivalent hydrogène pour l'ammoniac non craqué

Coût nivelé de l'_H2 livré à Rotterdam sous forme d'ammoniac non craqué ($ par kg)

	250 000 tonnes/an	1 million de tonnes/an	10 millions de tonnes/an
Golfe Persique (Doha, Qatar)	2.3	1.8	1.4
États-Unis (Houston)	2.5	2.0	1.6
Argentine (Buenos Aires)	2.5	2.1	1.6
Norvège (Oslo)	3.4	3.0	2.5

Comme indiqué précédemment, l'hydrogène gazeux livré par gazoduc est l'option d'importation la moins coûteuse pour tous les cas examinés dans l'analyse de la KBR. La figure 9 montre le coût total du gazoduc installé pour chacun des cas de livraison par gazoduc examinés. Comme on pouvait s'y attendre, les coûts des pipelines sont systématiquement moins élevés pour la Norvège que pour l'Algérie, car la Norvège est nettement plus proche de Rotterdam (figure 10) et les coûts des pipelines augmentent lorsque les volumes d'importation sont plus importants, en raison de la capacité supplémentaire nécessaire pour traiter des flux d'hydrogène plus importants. Lorsque le coût total du gazoduc est divisé par le total des importations, le coût par kilogramme de l'hydrogène livré diminue toutefois lorsque les volumes d'importation augmentent (ce qui reflète des économies d'échelle) et l'Algérie, dont les coûts du gaz naturel sont inférieurs à ceux de la Norvège, devient la région d'exportation la moins coûteuse malgré sa plus grande distance par rapport à Rotterdam.

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Figure 9 : Coût total de l'installation du gazoduc (en millions de dollars)

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Figure 10 : Distance entre le gazoduc et Rotterdam pour la Norvège et l'Algérie

5.2 Les composantes du coût global

La figure 11 illustre les coûts de la chaîne d'approvisionnement pour les vecteurs d'hydrogène produits dans le golfe Persique à différents volumes d'importation. Nous nous concentrons sur ces résultats parce que le golfe Persique est le lieu d'exportation qui offre le coût global le plus bas de l'hydrogène livré pour tous les vecteurs marins considérés. (Des ventilations de coûts similaires pour d'autres sites d'exportation sont fournies dans le rapport KBR complet ; voir note de bas de page 3. Les ventilations des coûts en $/MWh d'hydrogène livré figurent dans l'annexe du présent rapport). Il convient toutefois de noter que la répartition des coûts d'investissement est généralement la même quel que soit le site d'exportation. De même, les coûts d'investissement pour la partie importation de la chaîne de valeur - y compris les coûts des terminaux de stockage et des processus de déshydrogénation dans le port de réception - sont les mêmes quel que soit le lieu d'exportation.

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Figure 11 : Ventilation des coûts pour les différents transporteurs_H2 importés du golfe Arabo-Persique

Tous les vecteurs envisagés entraînent d'importantes dépenses d'investissement dans les étapes de production d'hydrogène, d'hydrogénation/liquéfaction et de déshydrogénation/gazéification
de la chaîne d'approvisionnement, mais les dépenses d'investissement pour l'étape de déshydrogénation sont particulièrement élevées dans le cas du MCH.

De même, l'hydrogène liquide se distingue par les dépenses d'investissement très élevées associées à la construction de terminaux d'exportation et d'importation et d'installations de stockage, en raison des exigences particulières de ce vecteur en matière de réfrigération et de compression. En raison de ces exigences, l'hydrogène liquide apparaît comme le vecteur le plus cher, avec des coûts plus élevés que ceux du MCH dans la plupart des cas.

La figure 12 présente les coûts estimés pour les étapes de production, d'exportation, de transport et d'importation de la chaîne de valeur pour l'ammoniac craqué provenant de différentes régions d'exportation (nous nous concentrons sur l'ammoniac craqué dans cette comparaison parce qu'il s'agit du vecteur préféré - c'est-à-dire le moins coûteux - pour l'hydrogène pur livré par transport maritime, quel que soit le lieu d'exportation). La figure, qui reprend les résultats de KBR pour un volume d'importation annuel de 250 000 tonnes, permet de souligner l'importance des prix du gaz naturel, qui sont le principal facteur des coûts d'exploitation pour la production d'hydrogène. En fait, le prix du gaz naturel dans la région productrice représente 20 à 70 % du coût estimé de l'hydrogène livré pour l'ensemble des chaînes d'approvisionnement et des voies d'importation considérées par KBR. Il n'est pas surprenant que plus le prix du gaz naturel est élevé, plus il devient un facteur important dans les coûts de production de l'hydrogène. Ainsi, les différences de prix du gaz naturel expliquent une grande partie de la différence de coût de l'hydrogène livré entre le golfe Persique, région productrice aux coûts les plus bas, et la Norvège, région productrice aux coûts les plus élevés.

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Figure 12 : Ventilation du coût nivelé de l'hydrogène ($/kg H2) Chaîne d'approvisionnement en H2 de 250 000 tonnes par an - transporteur de _NH3

La figure 13 montre la répartition des coûts estimés pour la livraison d'hydrogène par gazoduc à Rotterdam à partir de l'Algérie et de la Norvège pour un volume d'importation (supposé) de 1 million de tonnes par an en 2040. Les coûts de production de l'hydrogène sont prépondérants pour les exportations en provenance de Norvège en raison des prix élevés du gaz naturel. En revanche, les coûts des gazoducs sont prépondérants dans le cas des exportations en provenance d'Algérie, où les prix du gaz naturel sont bas. Naturellement, ces différences peuvent s'accentuer en fonction de l'évolution des prix, notamment en raison de la récente flambée des prix des contrats à terme sur le gaz naturel néerlandais.

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Figure 13 : Production d'hydrogène la moins chère transportée à Rotterdam par pipeline ($/kg_H2) Chaîne d'approvisionnement en_H2 de 1 million de tonnes par an (2040)

6. Contexte politique

De nombreux gouvernements ont reconnu la nécessité d'utiliser des technologies de pointe, notamment le CSC et l'hydrogène à faible teneur en carbone, pour atteindre les objectifs de décarbonisation. La contribution déterminée au niveau national (CDN) de l'Union européenne dans le cadre de l'accord de Paris ne prévoit pas de plans spécifiques pour l'utilisation de l'hydrogène, mais envisage des normes d'émissions faibles ou nulles pour les véhicules de transport lourds^.23 En outre, les carburants à faible teneur en carbone seraient reconnus dans le contexte des programmes d'échange régionaux qui couvriront les émissions du secteur électrique ainsi que les émissions provenant de sources industrielles et aéronautiques.

En juillet 2021, la Commission européenne a publié une proposition de révision des règles du marché du gaz de l'UE, appelée "Paquet de décarbonisation des marchés de l'hydrogène et du gaz" (ou "Paquet gaz"), qui décrit les plans visant à décarboniser les réseaux de gaz naturel existants et à réglementer le marché naissant de l'hydrogène renouvelable et à faible teneur en carbone^.24 Les règles du marché du gaz sont actuellement en cours de révision afin de s'aligner sur les plans de l'UE visant à réduire de 55 % les émissions de gaz à effet de serre d'ici à 2030.

Le Green Deal européen comprend une stratégie sur l'hydrogène et la Commission européenne a proposé en 2021 un réseau européen d'opérateurs de réseau pour l'hydrogène afin d'assurer une bonne gestion du réseau d'hydrogène de l'UE et de faciliter le commerce et la fourniture d'hydrogène à travers les frontières de l'UE. Plus récemment, en mai 2022, la Commission a publié un plan visant à réduire rapidement la dépendance de l'Europe à l'égard des combustibles fossiles en provenance de Russie et à accélérer la transition vers une énergie propre. Connu sous le nom de REPowerEU, ce plan prévoit de décarboniser 30 % de la production d'acier de l'UE en utilisant de l'hydrogène produit de manière renouvelable d'ici²⁰³⁰²⁵.

Plus récemment, en mars 2023, la Commission européenne a publié le Net Zero Industry Act (NZIA), qui vise à renforcer la compétitivité mondiale des fabricants européens de technologies net zéro et à soutenir les efforts de décarbonisation des secteurs et industries difficiles à abattre. En ce qui concerne l'hydrogène en particulier, le NZIA appelle à l'augmentation de la capacité d'électrolyse de l'UE afin d'atteindre les objectifs de production d'hydrogène domestique de REPowerEU. La loi fixe un objectif global de capacité d'électrolyse installée d'"au moins 100 GW d'hydrogène" d'ici 2030.

Dans le cadre de la NZIA, l'Union européenne a également lancé une banque de l'hydrogène en mars 2023 afin de fournir un mécanisme permettant de combler l'écart de coût de l'hydrogène. Utilisant les ressources du Fonds européen pour l'innovation (évoqué dans le paragraphe suivant), elle aidera l'Union européenne à atteindre
ses objectifs en matière d'hydrogène, dans un premier temps en subventionnant la production nationale d'hydrogène renouvelable et, à terme, en réduisant le coût des importations d'hydrogène en Europe en provenance d'autres régions.

Le Fonds européen pour l'innovation est l'un des plus importants programmes législatifs au monde visant à soutenir les technologies innovantes à faible émission de carbone et les projets "phares" à l'aide des fonds collectés par le système européen d'échange de quotas d'émission (SCEQE). Il constitue la base juridique du budget et des mécanismes de soutien financier de la Banque de l'hydrogène. Une troisième série de 41 projets sélectionnés pour un financement a été annoncée en juillet 2023 ; ces projets couvrent des options de décarbonisation pour une série de secteurs difficiles à abattre (acier, biocarburants, carburants durables pour l'aviation) et de technologies, y compris l'hydrogène renouvelable et ses dérivés.

Enfin, la Commission européenne a proposé un système de terminologie et de certification pour l'hydrogène et les carburants à faible teneur en carbone qui complète les règles similaires proposées pour l'hydrogène produit à partir de sources renouvelables dans le cadre de la directive révisée sur les énergies renouvelables. Bien que ce ne soit pas l'objet de la présente étude, il est essentiel de progresser sur la question de la certification et des normes, à la fois pour atteindre les objectifs climatiques et pour répondre aux exigences pratiques de la création d'un marché mondial solide pour les nouveaux carburants à faible teneur en carbone et les carburants à faible teneur en carbone ( carburants à zéro émission de carbone). En définissant et en mettant en œuvre des normes pour ces carburants, l'Europe peut façonner le marché mondial naissant de l'hydrogène et faire pression pour accroître l'ambition climatique à l'extérieur de l'Union. Les États membres de l'UE et les groupes internationaux se sont efforcés par le passé de mettre au point des systèmes de certification pour l'hydrogène, mais la plupart des systèmes existants sont volontaires et ne sont pas adaptés en ce sens qu'ils ne permettent pas une comptabilisation complète des émissions (au lieu de cela, ils ne prennent souvent en compte que les émissions liées à la production de carburant et certaines émissions en aval). Parallèlement, de nombreux pays et entreprises européens ont commencé à signer des protocoles d'accord avec des pays tiers (par exemple, au Moyen-Orient et en Afrique du Nord) pour importer de l'hydrogène à faible teneur en carbone et renouvelable sans aucune exigence claire en matière de comptabilisation des émissions ou d'autres exigences connexes. En établissant des normes et des systèmes de certification efficaces pour les nouveaux carburants à faible teneur en carbone et les carburants renouvelables ( carburants à zéro émission de carbone), l'Union européenne peut s'inspirer de ses propres succès passés (comme la réglementation du soufre dans le diesel) tout en donnant un exemple utile à d'autres pays et régions.

Dans le monde entier, le rapport mondial sur l'hydrogène 2022 de l'AIE indique que 26 gouvernements ont désormais publié des stratégies sur l'hydrogène (contre 17 pays en 2021) et que plus de 20 gouvernements ont annoncé qu'ils travaillaient à l'élaboration de stratégies. Selon le rapport, une quinzaine de projets d'hydrogène avec CSC sont opérationnels aujourd'hui, produisant environ 700 000 tonnes d'hydrogène par an, principalement aux États-Unis, au Canada et en Chine ; à l'échelle mondiale, 50 autres projets sont en cours de développement.

Parmi les régions d'exportation potentielles prises en compte dans cette analyse, plusieurs pays du Moyen-Orient et de l'Afrique du Nord (MENA) souhaitent établir une position de leader dans la production d'hydrogène bleu et vert. Un rapport récent de CATF détaille l'activité actuelle dans ce domaine, y compris les premiers projets des grandes entreprises saoudiennes et émiriennes pour démontrer la chaîne d'approvisionnement à l'exportation pour l'ammoniac bleu, ainsi que de multiples initiatives pour développer la capacité de production d'hydrogène vert dans toute la région. Plusieurs des projets d'hydrogène vert annoncés au Moyen-Orient et en Afrique du Nord sont développés pour desservir le marché européen ; il convient de noter que la plupart de ces projets en sont encore au stade de l'accord ou de la planification et que leur construction n'a pas encore commencé.

Aux États-Unis, la loi de 2021 sur les infrastructures, les investissements et les emplois a autorisé un financement fédéral de 9,5 milliards de dollars pour l'hydrogène propre, dont 8 milliards de dollars pour développer des "hubs" régionaux d'hydrogène, ainsi que 12 milliards de dollars supplémentaires pour le stockage du CO2. En septembre 2022, le ministère américain de l'énergie (DOE) a publié un projet de stratégie nationale pour l'hydrogène propre et de feuille de route qui définit trois priorités clés : cibler les utilisations stratégiques et à fort impact de l'hydrogène ; réduire le coût de l'hydrogène propre à 1 $/kg d'ici 2031 ; et déployer au moins quatre hubs régionaux d'hydrogène propre^.27 (L'objectif d'un coût de 1 $/kg a été annoncé pour la première fois en 2021 dans le cadre de l'initiative Hydrogen Earthshot du DOE). Une législation plus récente, l'Inflation Reduction Act de 2022, contient des dispositions supplémentaires destinées à subventionner la production d'hydrogène propre, notamment un nouveau crédit d'impôt de 10 ans pour la production d'hydrogène28 et une augmentation du crédit d'impôt existant (section 45Q) pour le captage et la séquestration du carbone. Étant donné que cette analyse a été réalisée avant l'adoption de la loi sur la réduction de l'inflation, les estimations de coûts de KBR ne tiennent pas compte de l'impact de ces dispositions. Il convient toutefois de noter que les politiques fiscales américaines récemment adoptées, en réduisant le coût de production de l'hydrogène propre aux États-Unis, pourraient également faire de ce pays un fournisseur plus attrayant pour les futurs marchés mondiaux de l'hydrogène et de l'ammoniac à faibles émissions.

7. Recommandations politiques et domaines de recherche complémentaires

Comme décrit dans la section précédente, deux des plus grands marchés mondiaux de l'énergie ont récemment annoncé des initiatives politiques majeures visant à soutenir l'hydrogène propre : l'Union européenne avec son Green Deal et ses politiques connexes, ainsi que REPowerEU, et les États-Unis avec l'Infrastructure, Investment and Jobs Act et l'Inflation Reduction Act. Une myriade d'annonces récentes et de protocoles d'accord concernant de nouveaux projets liés à l'hydrogène témoignent de l'appétit des pays et des investisseurs pour le développement des technologies de l'hydrogène propre. Le coût élevé reste toutefois un obstacle important à la réalisation de ces projets et à l'adoption de l'hydrogène dans des secteurs qui pourraient bénéficier du déploiement de carburants respectueux du climat.

Divers mécanismes ont été proposés pour surmonter ces obstacles liés aux coûts. Par exemple, les gouvernements nationaux (ou d'autres organismes publics) pourraient proposer des contrats à long terme pour payer la différence entre un prix de référence prédéfini pour un produit souhaité (comme l'hydrogène à faible teneur en carbone ou une tonne d'émissions de CO2 évitée) et un prix d'exercice requis pour que la nouvelle technologie soit commercialement viable. Connus sous le nom de "contrats de différence" (CfD) ou "contrats de différence carbone" (CCfD), l'idée est de fournir une certitude de prix à long terme - en fait, de transférer le risque de prix à une contrepartie publique - comme moyen d'encourager l'investissement privé et de donner ainsi un coup de fouet au développement de nouvelles technologies.

Ces stratégies et d'autres pour soutenir carburants à zéro émission de carbone sont actuellement examinées par la Commission européenne.²⁹ Plus généralement, le développement et l'extension des chaînes d'approvisionnement en hydrogène propre nécessiteront des investissements importants et des politiques de soutien dans les pays consommateurs et producteurs.³⁰ D'autres rapports CATF ont identifié plusieurs domaines prioritaires pour de nouvelles actions ^politiques31 et ont souligné la nécessité d'efforts coordonnés et délibérés de la part de multiples parties prenantes pour développer les marchés de l'hydrogène à faible teneur en carbone dans les applications où cela s'avère judicieux. Des interventions politiques concertées seront également nécessaires pour faire progresser de manière responsable les projets de gestion du carbone dans les régions productrices d'hydrogène et pour réduire les risques liés à la mise en place de nouvelles infrastructures pour le transport et la séquestration géologique du CO2. D'autres types de politiques, telles que les politiques d'achat gouvernementales neutres en matière de carburant pour les véhicules à faible consommation et carburants à zéro émission de carbone , peuvent être efficaces pour stimuler les marchés d'une série d'options de décarbonisation, y compris l'hydrogène propre.

Les résultats de cette étude soulignent les nombreux obstacles au transport de l'hydrogène par voie maritime, qui comprennent, entre autres, les besoins énergétiques inhérents (et les implications potentielles en termes d'émissions) des processus associés. Compte tenu de ces obstacles, CATF partage la conclusion générale d'une étude récente de la Commission européenne, selon laquelle la majeure partie de l'hydrogène nécessaire pour répondre à la future demande européenne sera probablement soit (a) produite près du point d'utilisation finale, soit (b) importée par gazoduc^.32 D'autres conclusions de haut niveau et recommandations politiques de cette analyse sont résumées ci-dessous :

1. Les plans de déploiement de l'hydrogène devraient se concentrer sur les secteurs "sans regrets", où d'autres options de décarbonisation efficaces sur le plan énergétique ou rentables font actuellement défaut. Les exemples incluent les utilisations actuelles de l'hydrogène comme matière première chimique dans les secteurs du raffinage et de la chimie, ainsi que les utilisations potentielles futures dans le secteur de l'acier. Une compréhension claire (a) de la quantité d'hydrogène dont les secteurs prioritaires tels que la production d'engrais, le raffinage et les transports lourds auront besoin et (b) de la quantité d'hydrogène à faible teneur en carbone que l'Europe peut produire au niveau national et de la quantité qu'il est réaliste d'importer est essentielle pour élaborer des politiques efficaces et, en fin de compte, fructueuses pour étendre l'utilisation de l'hydrogène dans les applications où cela se justifie.
2. Les prévisions relatives à la demande d'hydrogène devraient être réexaminées afin d'élaborer des estimations plus réalistes. l'heure actuelle, certains objectifs politiques importants, tels que l'objectif de la Commission européenne de fournir au marché européen 20 millions de tonnes par an d'hydrogène propre d'ici à^{203033 ,} semblent ne pas reposer sur une base claire. Des projections réalistes, fondées sur une analyse réfléchie, sont essentielles pour concevoir des politiques efficaces et, en fin de compte, fructueuses. En outre, en se concentrant sur cet objectif à très court terme, les gouvernements européens risquent de manquer des occasions d'intégrer l'ensemble plus large de technologies respectueuses du climat qui seront nécessaires pour parvenir à une consommation nette zéro d'ici le milieu du siècle. Faute de soutenir cette intégration ainsi que le développement et la commercialisation en temps voulu des innovations nécessaires, l'Union européenne pourrait se retrouver en 2040 encore loin d'atteindre ses objectifs pour 2050 et ne pas avoir assez de temps pour déployer les technologies qui seront nécessaires pour combler l'écart.
3. Il est urgent de mettre en place un système de certification de l'hydrogène reconnu au niveau international. Bien que plusieurs groupes internationaux et gouvernements nationaux travaillent à l'élaboration de méthodes de certification de l'hydrogène et de l'ammoniac propres, l'absence de normes claires et d'un système de certification reconnu au niveau international reste un obstacle important à l'investissement dans les marchés naissants de l'hydrogène. Un système solide de certification de l'hydrogène devrait reposer sur une analyse rigoureuse des émissions de gaz à effet de serre sur l'ensemble du cycle de vie de la chaîne de valeur, y compris les émissions fugitives de méthane en amont pour la production d'hydrogène à partir de gaz naturel et les émissions liées à la fabrication et à la construction associées aux intrants énergétiques primaires du processus de production d'hydrogène. L'analyse de l'ensemble de la chaîne de valeur de l'hydrogène et la clarté des normes et exigences de certification sont essentielles pour créer la confiance du marché et minimiser les risques d'investissement. En apportant cette clarté, les décideurs politiques de l'UE et les États membres peuvent contribuer à l'émergence d'un marché mondial de l'hydrogène bénéfique pour le climat, favoriser l'alignement des systèmes de certification au niveau international et donner le ton au commerce, favorisant ainsi un environnement propice à la réalisation des projets et des investissements nécessaires pour répondre à la future demande européenne et mondiale en matière d'hydrogène.
4. Des travaux supplémentaires sont nécessaires pour déterminer quelle part de la demande d'hydrogène prévue en Europe pourrait être satisfaite par l'ammoniac non craqué et pour stimuler le développement de technologies et d'infrastructures connexes.
5. Des travaux supplémentaires sont nécessaires pour comprendre les besoins en infrastructures et les coûts associés à la mise en place de systèmes de stockage et de distribution pour acheminer l'hydrogène jusqu'aux utilisateurs finaux. Que l'hydrogène propre soit produit en Europe ou importé, il devra être livré de manière fiable et rentable aux utilisateurs finaux. Les coûts et les défis associés au "dernier kilomètre", bien qu'ils ne fassent pas l'objet de la présente étude, sont potentiellement importants et méritent l'attention des décideurs politiques.
6. Les politiques et les ressources publiques devraient être utilisées pour donner la priorité aux technologies les plus prometteuses et les plus rentables, en reconnaissant que, si la valeur de l'option est importante, il l'est tout autant d'éviter des investissements coûteux dans des infrastructures qui sont intrinsèquement inefficaces ou qui ont peu de chances d'être utilisées. La réalité est que des technologies supplémentaires et un changement de paradigme plus profond seront nécessaires pour parvenir à des émissions de gaz à effet de serre nettes et nulles en Europe et ailleurs - les politiques actuelles ne sont pas suffisantes. Une évaluation réfléchie de l'ensemble des stratégies qui pourraient être disponibles pour réduire les émissions de gaz à effet de serre, y compris des options pour des secteurs tels que l'électricité, le chauffage urbain et les véhicules légers qui sont plus bénéfiques pour le climat et moins coûteuses que l'hydrogène, réduira considérablement le risque de ne pas atteindre les objectifs de l'Union européenne en matière de climat et d'émissions et de créer des actifs échoués en raison d'une mauvaise affectation des fonds publics.

L'analyse comparative des coûts décrite dans le présent rapport met en évidence certains des défis importants et des grandes incertitudes qui s'appliquent aux plans actuels de développement de l'hydrogène à grande échelle. Elle suggère également plusieurs domaines prioritaires pour des études plus approfondies, par exemple :

• Mieux comprendre les coûts du "dernier kilomètre" pour acheminer l'hydrogène jusqu'aux utilisateurs finaux.
• Explorer les utilisations potentielles de l'ammoniac non craqué dans l'industrie afin de réduire davantage les coûts.
• Évaluation de l'impact de l'ammoniac sur le climat, au-delà des coûts économiques.
• Comprendre les demandes concurrentes d'ammoniac de l'industrie agricole.
• Explorer la possibilité d'utiliser du GNL importé pour la production d'hydrogène à faible teneur en carbone, plus près des utilisateurs finaux probables. Cela pourrait être particulièrement pertinent pour l'Europe, compte tenu des efforts récents visant à augmenter la capacité d'importation de GNL à la suite de la perturbation des marchés européens du gaz au début de l'année 2022.

Des études plus approfondies dans ces domaines et dans d'autres aideraient les gouvernements et les parties prenantes à identifier les obstacles les plus importants au développement de chaînes d'approvisionnement rentables pour l'hydrogène propre, donneraient une idée plus claire du rôle global que l'hydrogène propre peut jouer dans les futurs efforts de décarbonisation et aideraient les décideurs politiques à concevoir des stratégies plus efficaces pour encourager les investissements nécessaires en matière de technologie et d'infrastructure.