En produisant de l’hydrogène bon marché à partir de gaz fossile, l’Algérie attire la convoitise des pays européens en exportant la molécule par gazoducs à travers la Méditerranée ; un grand flou subsiste sur ses véritables capacités à transformer son industrie et à répondre à la demande. «Voir les limites de la capacité de production du gaz conventionnel de l’Algérie».
La réactivation récemment à Alger d’un nouveau gazoduc reliant l’Algérie à l’Italie, et baptisé Galsi, à l’occasion de la visite de la Première ministre italienne, Giorgia Meloni, a été l’occasion pour les deux parties de s’engager, pour la première fois, sur la question de l’hydrogène. Ainsi, ce gazoduc, le second entre les deux pays d’une capacité de 8 à 10 milliards de mètres cubes/an, devrait acheminer, en plus du gaz et l’ammoniac, de l’hydrogène. Or, pour l’instant, on sait peu de choses sur les capacités réelles de cette nouvelle industrie dans un pays qui s’est trop longtemps consacré à l’exportation des énergies fossiles.
Piloté par Sonatrach, pour l’Algérie, et Eni, pour l’Italie, le projet Galsi s’étendra sur 837 km, dont 565 seront en offshore à travers la mer Méditerranée, et 272 à terre. Il coûtera initialement 2,5 milliards de dollars, en sachant que l’Union européenne avait déjà accordé, lors d’une première étude réalisée en 2009, 120 millions d’euros d’aide au projet… «Le reste du financement est à la charge de qui ?».
A noter que le projet prévoit l’extension du gazoduc jusqu’en Allemagne, en application d’un accord signé le 22 décembre 2022 entre Sonatrach et la société allemande VNG, et en vertu duquel l’Algérie s’engage à fournir de l’hydrogène à ce pays européen à partir de 2030. D’ailleurs, les deux parties négocient la construction en Algérie d’une usine d’hydrogène vert, d’une capacité de production allant jusqu’à 20 MW, lequel devrait être opérationnel d’ici 2024. Pourquoi cet intérêt pour l’Algérie maintenant ? «Les potentialités de l’Algérie dans le domaine des énergies attisent les convoitises des puissances industrialisées». L’UE compte importer 10 millions de tonnes d’hydrogène renouvelables d’ici 2030 pour compenser les énormes déficits déjà constatés et ceux à venir. Mais la question des coûts dissuade plus d’un. Il faut savoir qu’il faut trois fois plus d’énergie pour liquéfier l’hydrogène.
Dans le même temps, il faut un volume quatre fois plus grand en hydrogène pour produire la même quantité d’énergie en méthane. D’après de récentes études, le coût de production et de transport de l’hydrogène sera dix fois plus élevé que celui des autres combustibles.
A cela s’ajoute le budget faramineux que devrait coûter la mise en place de 23 000 km de pipelines pour transporter le précieux produit à travers tout le Vieux Continent. D’après les observateurs européens, l’Algérie paraît bien placée pour produire de l’hydrogène dit «bleu» à partir du gaz naturel, avec capture et stockage de carbone, à des coûts très compétitifs (soit 4€/kg pour 6€/kg en Europe). Toutefois, l’Algérie est toujours obligée de s’appuyer sur des partenariats avec les pays leaders en la matière, pour mettre en œuvre le développement de cette énergie. Mais jusqu’alors, le plus gros de la production portait sur l’hydrogène gris, qui reste très polluant. Si beaucoup d’attention est portée sur l’utilisation de l’hydrogène dans diverses applications, beaucoup moins d’attention est portée aux procédés de sa production en amont. On peut produire de l’H2 d’au moins une dizaine de façons, par exemple - soit à partir de charbon par chauffage (ce qui a été fait et ça s’appelait le gaz de ville jusque dans les années 60). - Soit à partir de gaz naturel (composé principalement de méthane) avec de la vapeur d’eau. C’est la méthode industrielle la plus employée dite de reformage.
Plus de 90% de la production mondiale d’H2 est issue du gaz naturel par cette méthode. Il est à noter que la quantité de CO2 émise par cette filière est supérieure à celle émise par la combustion directe de ce gaz (dans un moteur par exemple). L’H2 actuel issu du méthane n’est donc pas écologique. Soit à partir de biomasse par gazéification. La biomasse pourra représenter un appoint local dans certains pays mais il reste des difficultés techniques de mise en œuvre et surtout d’approvisionnement à très grande échelle.
Soit à partir d’eau, par électrolyse (c’est aujourd’hui moins de 1% de l’H2 fabriqué dans le monde). On trouve de l’hydrogène sur Terre généralement combiné avec d’autres atomes : on le trouve notamment dans l’eau (H2O), le pétrole (hydrocarbures HC) ou encore le gaz naturel. L’hydrogène, n’existant pas à l’état «naturel», le dihydrogène n’est pas directement disponible sur terre - comme peuvent l’être les énergies fossiles. Il doit donc être synthétisé. S’il est partout, l’hydrogène, il faut le produire, le transporter, des procédés coûteux en terme d’énergie et d’empreinte environnementale. Or, les modes de production habituels mobilisent des combustibles fossiles comme le méthane ou le charbon, particulièrement générateurs de gaz à effet de serre - bien qu’ils soient moins coûteux à réaliser que les méthodes «propres».
L’hydrogène produit de cette manière est donc surnommé «hydrogène gris« - puisqu’il génère énormément du CO2. Une autre méthode est donc en voie d’expansion : la production d’hydrogène par électrolyse. Elle consiste à décomposer des molécules d’eau en dioxygène (O2) et en dihydrogène (H2) grâce à un courant électrique. Si cette méthode est nettement plus coûteuse, (2 à 3 fois plus chère que le reformage du gaz naturel). Elle se caractérise par sa neutralité carbone sur le site de production.
Ainsi, la production d’hydrogène par électrolyse permettrait d’éviter le rejet de CO2, à condition que l’électricité utilisée soit dé- carbonée. Or, il ne suffit pas de brancher l’électrolyseur à un panneau solaire pour s’assurer que le bilan carbone soit neutre ! De fait, l’électricité utilisée pour produire de l’hydrogène (quel que soit le raccordement) est de l’électricité en moins dans le réseau afin de répondre à la demande des consommateurs.
A moins que la production renouvelable dépasse la totalité de la consommation d’électricité (ce qui est fort rare), il est donc nécessaire de compenser ce manque d’électricité par l’augmentation de la production des centrales thermiques. Chaque kWh d’électricité supplémentaire consommé est un kWh produit à partir de centrales à gaz. La production d’hydrogène, même branchée à une source renouvelable, a presque toujours un bilan carbone élevé.
Le label «vert» ou «renouvelable» de la production d’hydrogène semble donc davantage lié à un lobbying forcené plutôt qu’à son véritable impact écologique. L’hydrogène n’est pas une source d’énergie comme le sont les gisements d’hydrocarbures ou les flux d’énergie renouvelables que nous récupérons grâce à des technologies de conversion telles que les panneaux solaires, les centrales hydroélectriques ou les éoliennes. Il doit faire l’objet d’un processus de fabrication qui requiert une importante dépense énergétique.
C’est donc un produit manufacturé qui stocke de l’énergie, à l’image d’une pile. Comment produire l’hydrogène : le reformage du gaz naturel à la vapeur d’eau est la technique la plus répandue. Il s’agit de faire réagir du méthane avec de l’eau pour obtenir de l’hydrogène et du CO2. Le CO2 émis par ce procédé pourrait éventuellement être capté et stocké. Toutes les manières de fabriquer de l’hydrogène comportent des coûts économiques importants, et surtout des pertes énergétiques exorbitantes. La perte d’énergie s’élève à plus de 80 % par rapport à l’énergie disponible avant sa fabrication. Au pire, dans le cas de la production de carburants de synthèse à base d’H2 analogues à ceux actuellement utilisés dans les moteurs à combustion interne à essence et les turboréacteurs utilisés dans l’aviation, les pertes énergétiques peuvent aller jusqu’à 90 %.
L’électrification directe, quand elle est possible, offre toujours un meilleur rendement que le détour qui passe par la production d’hydrogène.
Mais surtout, l’économie hydrogène consommerait en amont 75% à 90% de l’énergie produite (électricité ou chaleur) pour n’en livrer que 10 à 25% à l’utilisateur final à un coût prohibitif, et pour longtemps. Il faudra vraiment en avoir besoin pour se payer une telle perte d’énergie et donc… d’argent. Les différents types d’hydrogène : Il existe 3 types d’hydrogène.
On distingue l’«hydrogène gris», l’«hydrogène bleu» et l’«hydrogène vert» selon la façon dont il est produit. L’hydrogène gris est produit à partir de gaz naturel. Cette méthode est utilisée pour 70% de tout l’hydrogène produit de façon industrielle dans le monde, selon l’Agence internationale de l’énergie.
Hydrogène gris. Produit à partir de combustibles fossiles (en majorité gaz naturel et charbon) et donc fortement émetteur de carbone. ...
Hydrogène bleu. Également produit à partir de gaz naturel, mais associé à un procédé de capture et de stockage du carbone. ...
Hydrogène vert. C’est d’éviter le rejet de CO2, à condition que l’électricité utilisé soit dé-carboné. L’hydrogène vert est très cher et ne pourra se déployer qu’à la condition de réduire les coûts sur l’ensemble de la chaîne de valeur, à commencer par le coût de production de l’électricité renouvelable (solaire, éolien). Le déploiement des infrastructures de transport et de distribution nécessite des investissements importants et une durée de mise en œuvre relativement longue.
Quantité d’électricité pour produire de l’hydrogène : pour produire un kg d’hydrogène, il faut 58.7 kWh d’électricité, mais l’énergie électrique qui en résulte n’est que de 13.4 kWh, (soit un rendement très faible au environ de 20%). L’hydrogène est un gaz qui est difficile à stocker car il est tellement petit et léger qu’il se faufile partout et il nécessite d’importants moyens techniques pour le stocker à température basse et à très haute pression. Mais l’hydrogène n’est pas une solution miracle du point de vue écologique. Il génère des pollutions, et son faible rendement le rend peu avantageux pour les usages où l’électricité peut déjà remplacer les énergies fossiles. L’hydrogène (H2) étant un gaz très peu dense, sa densité d’énergie par volume est très faible 3 kWh / Nm3). Pour diminuer ce grand volume encombrant et contenant peu d’énergie, on comprime ce gaz jusqu’à 700 bars, voire davantage. On peut aussi le liquéfier à -253°C.
Ces deux opérations «coûtent» de l’énergie, et consomment respectivement 15% et 35% de l’énergie contenue au départ. Ainsi, comprimé à 700 bars, sur les 3 kWh, il ne reste plus que 2,55 kWh, et après liquéfaction, il ne reste que 2 kWh, à partir des 5 kWh d’électricité. Si cette H2 liquide est reconverti en électricité dans une pile à combustion interne ou une turbine avec un rendement de 50 %, alors il ne reste que 1 kWh d’électricité restitué après stockage des 5 kWh. Le coût de production de l’hydrogène bleu ou vert se situe entre 4 et 6€/ kg quand le coût de production de l’hydrogène gris est de 2 € / kg. Par conversion, Le coût de production sortie usine revient environ au moins à 142€ / Mbtu et à 0,485€ / kWh (10 fois le kWh origine nucléaire qui est de 0,04 à 0,05€ / kWh et vendu à 0,07€ / kWh après transport et distribution aux industriels), (en appliquant l’estimation de 4€/ kg de H2, prix sous-estimé… la convoitise est grande).
A quel prix L’Algérie va elle vendre le Mbtu de H2 ? Le vecteur d’énergie idéal pour effectuer le transfert d’énergie de sa source de production vers son lieu d’utilisation doit rester liquide à la pression atmosphérique ou sous faible pression (quelques bars). L’essence et les GPL (gaz de pétrole liquéfié) tels que le butane, le propane ou le GPL carburant (mélange de butane et de propane) sont de bons exemples. Leur usage énergétique est très répandu non seulement parce qu’ils sont abondants pour encore quelques dizaines d’années) mais aussi parce que leurs propriétés physiques les rendent faciles à manier, conditionner, transporter, stocker... Leur remplacement ne sera pas simple dans les véhicules… L’usage énergétique de l’H2 est quasiment inexistant (1% pour les fusées) parce qu’il est difficile à manier, conditionner, transporter, stocker… ce qui le rend peu pratique et très coûteux à exploiter. Dans ces conditions, l’hydrogène ne concurrencera jamais le pétrole (ni le gaz naturel), jusqu’à sa disparition, à moins que son prix élevé le rende inabordable (au-dessus de 300$ le baril). Quand toutes les données ci-dessus sont réunies, on constate que l’opportunité de ce projet est loin d’être avérée.
En effet, le bilan énergétique global entre ce qui est injecté et celui récupéré dans la reconversion est très négatif. Reconvertir le gaz naturel en hydrogène n’apporte aucune valeur ajoutée. Au contraire, on aura un pouvoir calorifique plus faible car l’hydrogène reste après tout, un produit énergétique, avec, en plus, sa pollution propre pour la conversion tout en payant une telle perte d’énergie et donc… des sommes colossales pour le produire. En plus, c’est un projet qui génère beaucoup de pollution. En résumé, c’est un non-investissement.
Ça rappelle, comme par hasard, le développement de la chaîne gaz en Algérie des années 70 et les conséquences sur la suite de son exploitation qui ont coûté très cher au pays. En effet, pendant plus de 50 années (jusqu’en 2022), l’Algérie a vendu son gaz naturel en dessous du prix de revient «autour de 2 à 3 $ / Mbtu». Toute cette richesse «non renouvelable» gaspillée sans retenue… pour s’engager une fois encore dans ce projet polluant qui n’apporte aucune valeur ajoutée et surtout «sans retenir aucune leçon».Il a fallu la guerre entre la Russie et l’Ukraine pour que le gaz naturel retrouve sa vraie valeur, 180€/Mwh «prix, plafonné par l’Union européenne en 2022» équivalant à 52,7 €/Mbtu, (25 fois plus du prix habituel).
Reconvertir le gaz naturel en hydrogène est un non-sens au moment où le gaz naturel retrouve sa vraie valeur. Ce sera l’absurde ! Dans ce cas-là, il vaut mieux investir dans la gazochimie à forte valeur ajoutée. Il existe un 4e hydrogène, je l’appellerais «hydrogène noir», celui issu du «gaz de schiste très, convoité» et qui génère en plus sa pollution due aux produits chimiques utilisés pour le procédé de la fracturation hydraulique, qui met en danger la nappe albienne, véritable don de Dieu. Cette nappe qui a mis des millions d’années pour se constituer, est une valeur inestimable par rapport aux hydrocarbures au milieu du Sahara. «Elle est menacée !».
Quant à l’hydrogène bleu qui génère de grandes quantités de CO2 à stocker, Hassi Messaoud en a fait l’expérience. La réinjection du CO2 dans le gisement a été une catastrophe. Les colonnes des puits ont été corrodées. Cette dernière a été abandonnée. Stocker le CO2 dans le sous-sol est aussi une menace pour la nappe albienne. A mon avis personnel, il ne reste aux Européens qu’une seule solution logique, transformer une partie du volume du gaz naturel qu’ils achètent en hydrogène, mais chez eux tout en gardant la pollution du CO2 qui en résulte, chez eux. L’Algérie n’est pas la poubelle de l’Europe pour stocker le CO2 des autres.
Par Abdou Benachenhou
Retraité, Ancien chef de projet usine de traitement de gaz