1) l’hydrogène doit être ‘vert’, c’est-à-dire produit par l’électrolyse de l’eau, à partir d’électricité elle-même bas carbone.

Pourquoi le projet Mégasol 1,2 et 3 de 2009 à 2013 a-t-il été abandonné par le CEA alors qu'il devait proposer des solutions de productions énergétiques vertueuses et comment imaginer la production de l'éolien terrestre comme bas caborne compte tenu de son faible rendement et de son impact environnemental ?

Réponse: Le projet Megasol était un projet de démonstration et non un projet industriel. Je ne peux me prononcer sur les raisons internes au CEA de l’arrêt du projet ; la direction de Cadarache pourrait fournir une réponse

Sur la question de l’éolien terrestre, son bilan carbone selon l’Ademe est d’environ 14g/kWh ce qui est très bas. Son impact environnemental est encre mal documenté mais réel: impact sur les oiseaux, nuisances sonores , effet sur le bétail, recylclage des pied d’éoliennes et des pales d’éoliennes, consommation de matériaux critiques.

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2) La brochure évoque la production d’H2 par vapo-reformage et par électrolyse.

Comment intégrez-vous dans votre analyse l’Hydrogène natif (ou H2 « Blanc ») dont les gisements semblent très prometteurs et qui, s’agissant d’une énergie primaire, a contrario des autres filières, change de façon importante la donne tant en en terme de bilan énergétique (évoqué dans la fiche) que de « bilan Carbone »

Réponse: L'hydrogène naturel est encore assez mal connu. On commence à connaitre en effet les mécanismes géochimiques qui le génèrent à l’intérieur de la terre. On pense également avec un bonne probabilité que les quantités émises chaque année sont considérables (plusieurs dizaines de millions de tonnes). Mais on ne sait absolument pas si cela peut aboutir à une exploitation massive et économique. L’hydrogène est il piégé dans des réservoirs avant sa remontée (cas idéal pour l’exploiter)? ou peut on le capturer lors de sa diffusion, à quelle concentration ? Les premiers permis d’exploration ont été concédés à des compagnies privées en Australie, USA et France. On pourra mieux évoluer ce potentiel d’ici 2 à 3 ans.

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3) hydrogène vert : la plupart des projets de production massive d'hydrogène prévoient une connexion directe au réseau RTE, ce qui bien sûr est le plus pertinent pour optimiser le fonctionnement des électrolyseurs et abaisser le coût de production, mais prétendent produire du vert vrai de vrai  en exhibant des certificats de verditude garantie. Commet fonctionne ce marché de certificats ? Compte tenu des très gros besoins en électricité de l'électrolyse, y aura-t-il assez de ces certificats ?

Réponse:

Au niveau européen, la production d’hydrogène pourra être certifié « renouvelable » si elle obéit à plusieurs critères, notamment

• Il faudra démontrer que des capacités additionnelles d’ENR ont été installées (et non se biberonner sur celles déjà existantes qui ont pour but de fournir de l’électricité au réseau)

• Il y aura aussi des critères de relative simultanéité temporelle et géographique à montrer : les capacités ENR additionnelles devront être dans un certain périmètre géographique, de plus il faudra montrer un degré de corrélation temporelle entre la production d’hydrogène et la production d’électricité renouvelable.

A ces conditions plus d’autres il pourra être délivré un certificat de garantie «renouvelable»

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- Sur les électrolyseurs eux-mêmes, quel est l'état des technologies ? adaptation aux variations de charge des EnR, pression de sortie pour envoi sur les réseaux de distribution et de stockage, impact sur les ressources en métaux rares ? Perspectives avec le couplage de l'électrolyse à haute température et petits réacteurs nucléaires ? 

Etat de l’art des électrolyseurs

Les technologies pEM et alcaline sont matures mais il semble que le passage à une échelle de production que l’on n’avait pas connue dans le passé induise quelques soucis techniques et impactent leur fiabilité. La variabilité des ENR semble a priori mieux tolérée par les électrolyseurs PEM mais des retours d’expérience de l’alcalin semblent monter qu’ils ne sont pas si mauvais en capacité d’adaptation.

Le technologie à haute température SOEC est moins mature. Genvia en France a un programme d’accélération de maturation de cette technologie développée au CEA pour sortir une production industrielle avant 2030. Les matériaux utilisés sont très différents (notamment céramiques) mais le rendement global est meilleur et cette technologie se prête bien à des couplages et intégration dans des systèmes industriels avec optimisation des flux thermiques.

Les PEM utilisent des métaux nobles comme le platine et d’irridium, pour les electrolyseurs en général. On peut citer également le nickel, l’yttrium, zirconium

Enfin on réalise typiquement des électrolyseurs PEM avec des pression de travail de 30 à  60 bars.

Le couplage électrolyseurs SOEC et réacteurs SMR a bien sûr du sens, du fait notamment de l’optimisation possible des flux thermiques (entre le SMR, la SOEC et le procédé par exemple de production de e-carburants)

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- Relation entre développement du solaire et projets de défossilisation du bassin de Fos sur mer ?

La decarbonation des industries du bassin de Fos-sur-mer va nécessiter de grandes quantités d’hydrogène et donc des quantités d’électricité en conséquence. Plusieurs solutions seront à combiner pour assurer cet approvisonnement : extension de ligne à haute tension vers le bassin de Fos (RTE), installation de capacités PV sur le bassin de Fos et d’éolien off shore), enfin possibilité d’implanter un(ou plusieurs) réacteur de type SMR pour fournir électricité chaleur et hydrogène.

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4)  Quel est l'état des lieux de la recherche et la production de piles à  combustibles en France, en Europe, en Chine et aux USA ?

Quelle est la stratégie  de la France dans ce domaine ? Quelles perspectives, quels moyens ?

La recherche en France est particulièrement fournie : recherche plus fondamentale et académique sur les nouveaux catalyseurs, les membranes, les procédés de fabrication des EME la compréhension des mécanismes de vieillissement etc.. aussi bien pour les PEM que pour les SOFC . La recherche appliquée et le développement de composants pour les PEMFC est plutôt le domaine des instituts comme le CEA qui a développé depuis 20 ans une technologie PEMFC et son intégration pour la mobilité. A noter qu’il n’existe quasi pas de recherche appliquée sur les systèmes SOFC ni de industriels français

Peu de recherche sur d’autres familles de piles comme les AFC ou les MCFC.

La France soutient les programmes de recherche académiques et aussi la filière PEMFC pour la mobilité (SYMbio)

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5) Actuellement, on produit en France environ 1 million de tonnes d'hydrogène  essentiellement par vaporeformage du méthane. Ce procédé libère une grande quantité de CO2.
Question:
Combien d'électricité et quel volume d'eau faudrait-il pour produire 1Mt d'hydrogène par électrolyse de l'eau?
Réponse:
électricité: il faudrait une énergie d'environ 60TWh (= à peu près 10% de la production annuelle de la France, ou bien 4 EPR)
eau: à partir de la chimie du procédé: 1 môle d'eau (18g) produit 1 môle de gaz di-hydrogène (2g). Donc pour produire 1Mt d'hydrogène, il faut 9Mt d'eau, soit à peu près 0,01 (km)3 d'eau. Le lac de Serre-Ponçon, quand il est plein, contient en peu plus de 1 (km)3 d'eau. Donc il faudrait environ un centième du volume d'eau contenu dans le Lac de Serre-Ponçon. En réalité, et en fonction de la technologie précise de l'électrolyseur, il faut un volume plus grand, plutôt de l'ordre de 20 millions de tonnes. . 

Ces 20 millions de tonnes sont à comparer  aux 30 milliards de tonnes d’eau prélevées en France pour nos besoins

Soit 0, 06 % de l’eau prélevée par l’homme en France.

Rappelons que les pertes du réseau sont estimées à 1 milliards de tonne.

L’eau nécessaire pour la production d’hydrogène représente donc 2 % des pertes.

Il suffirait donc de diminuer les pertes de 2 % pour compenser le besoin en eau.

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6) Comment la chaleur des centrales nucléaires peut-elle intervenir dans un électrolyseur?

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