9.3 L’hydrogène

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9.3.1 Les principales utilisations et sources de production de l’hydrogène

L’utilisation de l’hydrogène est limitée dans tous les scénarios menant à la carboneutralité, bien que cela masque le remplacement de l’hydrogène dans le secteur de la production pétrolière et gazière par d’autres utilisations ailleurs (voir le chapitre 6). Dans les scénarios CN, la plupart des nouveaux usages de l’hydrogène apparaissent après 2040 et se concentrent dans les secteurs de l’industrie et des transports lourds et ferroviaires. 

Comme il est nécessaire d’avoir des activités produisant des émissions négatives, la gazéification de la biomasse devient la principale source pour la production d’hydrogène, bien avant l’électrolyse par exemple (figure 9.5). Bien qu’aujourd’hui la technique de reformage du gaz naturel soit quasiment la seule source d’hydrogène et qu’elle demeure la principale source de ce combustible dans le scénario de référence, l’utilisation de la biomasse se développe rapidement après 2030 pour représenter plus de 90 % de la production d’H2 dans les scénarios menant à la carboneutralité. Le niveau global de production d’hydrogène est également beaucoup plus important dans ces scénarios, soit environ 4 fois plus élevé que dans les scénarios REF et TC30.

Figure 9.5 – Sources principales pour la production d’hydrogène  #

9.3.2 L’analyse de sensibilité 

Dans ces résultats, l’utilisation de l’hydrogène demeure marginale dans l’ensemble de l’économie. Ce vecteur est en effet difficile à modéliser en raison des grandes incertitudes qui subsistent à son sujet. L’hydrogène peut cependant présenter des avantages pour un large éventail d’utilisations spécifiques, allant du stockage d’électricité à long terme aux applications de niche. Une analyse de sensibilité a donc été réalisée pour examiner les différentes variations du scénario CN50 à cet égard. Les deux scénarios alternatifs envisagés sont les suivants : 

  • Le scénario H2a qui prévoit un taux de pénétration supérieur de l’hydrogène dans les bâtiments (5 % sous forme de mélange H2-gaz par rapport au total), l’industrie (30 %) et les transports (30 %), ainsi que pour la production de carburants synthétiques (10 % de tous les carburants servant au transport);
  • Le scénario H2b qui prévoit un taux de pénétration supérieur de l’hydrogène dans les bâtiments (5 % sous forme de mélange H2-gaz par rapport au total) et dans les secteurs de l’industrie (30 %) et du transport (30 %), ainsi que pour la production de carburants synthétiques (10 % de tous les carburants servant au transport), avec un minimum de 50 % d’hydrogène produit par électrolyse.

Les deux scénarios alternatifs imposent un taux de pénétration de l’hydrogène supérieur dans tous les secteurs. Cependant, alors que le scénario H2a n’applique aucune contrainte sur la source de production de l’hydrogène, le scénario H2b oblige l’électrolyse à devenir une méthode de production dominante, grâce à des réductions de coûts suffisamment importantes ou tout autre facteur soutenant cet objectif. 

Comme prévu, la consommation finale d’hydrogène augmente dans des proportions similaires dans les deux scénarios alternatifs par rapport au scénario CN50. En 2030, la consommation d’hydrogène quadruple par rapport aux niveaux du scénario CN50, tandis qu’en 2050 et 2060, les niveaux de consommation dans les deux scénarios alternatifs sont deux fois plus élevés que dans le scénario CN50. 

Dans le secteur du bâtiment, bien que les niveaux de consommation d’hydrogène aient quadruplé en 2030 par rapport au scénario CN50, ils ne se sont traduits que par de très faibles augmentations en termes absolus. Ces niveaux sont également plus élevés dans les deux scénarios alternatifs en 2050 et en 2060 par rapport au scénario CN50, même si le scénario H2b présente des niveaux inférieurs à ceux du scénario H2a. En ce qui concerne la consommation industrielle, les deux scénarios alternatifs présentent des niveaux de consommation qui sont similaires dans le temps et, dans les deux cas, bien supérieurs à ceux du scénario CN50. Cette augmentation par rapport au scénario CN50 est de l’ordre d’environ 200 % en 2030, ce qui représente de 3 à 10 % de la consommation totale d’énergie du secteur. En 2050, la consommation d’hydrogène passe de 16 % dans le scénario CN50 à 20 % dans les scénarios alternatifs, une tendance qui se maintient en 2060 alors que la consommation s’accroît de 17 % à 20 %. 

Les changements les plus importants se produisent dans le secteur du transport. Ici encore, les scénarios H2a et H2b présentent des niveaux de consommation similaires dans le temps, mais la comparaison avec les niveaux du scénario CN50 montre des augmentations très importantes. En 2030, alors que la consommation d’hydrogène est pratiquement inexistante dans le scénario CN50, les niveaux de consommation dans les scénarios alternatifs atteignent plus de 170 PJ, ce qui représente le triple de la contribution de l’électricité pour cette année et près de 6 % de la consommation totale d’énergie. En 2050, la consommation d’hydrogène dans les scénarios H2a et H2b est plus de quatre fois supérieure à celle prévue dans le scénario CN50, représentant 22 % du total par rapport à 5 %, et la situation est semblable en 2060 alors que la consommation d’hydrogène dans les scénarios alternatifs est proche des 600 PJ ou 24 % du total. L’essentiel de l’augmentation de la consommation en 2030 concerne le transport de marchandises et le carburant d’aviation de synthèse ainsi que, dans une moindre mesure, la consommation d’hydrogène dans les transports ferroviaire et maritime. 

Sur le plus long terme, l’augmentation de la consommation d’hydrogène dans le secteur du transport s’accroît. Ainsi, en 2050, les carburants de synthèse représentent 40 % de la consommation totale du transport aérien et tous les sous-secteurs des transports ont accru leur utilisation de l’hydrogène. Ce carburant satisfait ainsi 40 % des besoins énergétiques de l’ensemble du transport routier.   

Par rapport aux prévisions du scénario CN50, la production d’hydrogène dans les scénarios alternatifs explose en 2030 (figure 9.6). Dans le scénario H2a, cette production repose pour moins de la moitié sur la biomasse et pour le reste sur le reformage du gaz naturel, et dans les deux cas elle est associée au CSC. L’électrolyse continue d’être une pratique négligeable au fil du temps dans le scénario H2a et, alors que la production à partir de la biomasse augmente, la disponibilité des matières premières maintient les proportions de biomasse et de reformage du gaz à environ 40 % et 60 % respectivement jusqu’en 2060. 

Le scénario H2b comprend un modèle différent de tarification de l’électrolyse, ce qui entraîne à cet égard des résultats distincts par rapport à ceux du scénario H2a, et ce, bien que la quantité d’hydrogène produite soit identique dans les deux scénarios. Comme le donneraient à penser les profils de consommation qui sont évoqués ci-dessus, l’électrolyse occupe alors plus ou moins la part qui était celle du reformage du gaz naturel (figure 9.6). En conséquence, bien que la production d’hydrogène augmente dans des proportions similaires dans les deux scénarios alternatifs par rapport au scénario CN50, la disponibilité limitée de la biomasse empêche la production d’hydrogène à partir de la BECSC d’augmenter beaucoup au-delà des niveaux du scénario CN50, ce qui fait que presque tout le reste de cette production repose sur le reformage du gaz naturel (scénario H2a) ou sur l’électrolyse (scénario H2b). Ce constat implique également que, à moins que les coûts de l’électrolyse ne soient considérablement réduits, le reformage du gaz naturel demeurera la technique la moins onéreuse. Elle dominera par conséquent les activités de production d’hydrogène, et ce, bien que le reformage du gaz naturel soit une activité à forte intensité d’émissions qui nécessite le captage et le stockage d’un volume supplémentaire de GES.

Figure 9.6 – Sources principales pour la production d’hydrogène (scénarios alternatifs)  #

Nevertheless, overall residual emissions (and, correspondingly, additional capture and sequestration efforts beyond CCS at the source for methane reforming) are lower in both alternative scenarios for 2050, at between 112 and 116 MtCO2e instead of NZ50’s 125 MtCO2e. Both scenarios resort to DAC in amounts similar to NZ50. Therefore, using more hydrogen throughout the economy does not result in more negative emissions from its production, which would allow more residual emissions from economic sectors: biomass availability prevents this development (see section 9.2). More hydrogen helps decarbonize efforts in applications where it is particularly difficult, as in some industrial and transport applications.

Observations générales :

  • Une augmentation du taux de pénétration de l’hydrogène entraîne une utilisation accrue de ce combustible dans la plupart des domaines des transports ainsi que dans certains secteurs industriels. 
  • Du point de vue des émissions de GES, le coût de l’électrolyse et la disponibilité de la biomasse aux fins de la production d’hydrogène à partir de la BECSC constitueront deux facteurs déterminants dans le profil d’émissions de l’utilisation de l’hydrogène, si toutefois la consommation de ce combustible atteint des niveaux plus élevés que ne le suggèrent les résultats du scénario CN50.