- sera acheminé par l’intermédiaire de gazoducs<\/span>. Selon RBC Marchés des Capitaux, certains gazoducs peuvent acheminer en toute sécurité un mélange de gaz naturel intégrant de 5 % à 15 % d’hydrogène, et ce, sans endommager les infrastructures;<\/li>
- réduira les émissions dans les industries lourdes <\/span><\/span>(fabrication de produits chimiques, d’acier, de fer et de ciment, et raffinage du pétrole brut);<\/li>
- deviendra un élément clé des chaînes d’approvisionnement en énergie industrielles locales<\/span> <\/span>qui intègrent des solutions liées à l’énergie éolienne, solaire et à d’autres formes d’énergie verte;<\/li>
- contribuera à propulser les systèmes de transport, <\/span><\/span>comme les flottes de camions, les trains, l’équipement industriel (par exemple, les lève-palettes), les traversiers, les remorqueurs, les navires et les avions.<\/li> <\/ul>
La demande d’hydrogène est actuellement modeste, mais elle semble destinée à grimper, car les industries cherchent à réduire leur empreinte carbone. L’utilisation de l’hydrogène prend déjà de l’ampleur dans les applications susmentionnées, et l’élément pourrait servir à des applications encore plus ambitieuses lorsque les coûts de production à faibles émissions de carbone ou carboneutre baisseront.<\/p>
RBC Marchés des Capitaux estime que la demande mondiale d’hydrogène pur est d’environ 70 millions de tonnes métriques, dont près de 95 % sont consommées par les secteurs du raffinage du pétrole et des produits chimiques.<\/p>
Une demande supplémentaire d’hydrogène de 45 millions de tonnes métriques provient des mélanges d’hydrogène avec d’autres gaz, qui sont utilisés principalement pour le chauffage et la production d’électricité.<\/p>
La demande d’hydrogène pur devrait selon nous augmenter sensiblement au cours des prochaines décennies, mais les prévisions et les scénarios sont très variables et vont d’une croissance de 267 % à une multiplication par dix d’ici 2050. Il existe même une demande estimative « théorique maximale » beaucoup plus élevée, comme le montre le graphique ci-dessous.<\/p>
L’ampleur de la croissance de la demande d’hydrogène dépendra de la faiblesse ou de la fermeté des politiques gouvernementales en matière d’énergie propre et d’hydrogène, et de la façon dont elles seront coordonnées. Fait important, la demande sera aussi tributaire de l’ampleur de l’amélioration des coûts grâce aux innovations touchant l’hydrogène comparativement aux autres sources d’énergie.<\/p>
Les accords nationaux ou multinationaux actuels pour la réduction des émissions de carbone représentent des facteurs clés susceptibles d’encourager la croissance de la demande d’hydrogène. Toutefois, nous ne croyons pas que les objectifs relatifs au climat ou au développement durable se limiteront à l’Accord de Paris.<\/p>
En 2020, l’Union européenne (UE) s’est fixé des objectifs audacieux pour la décarbonisation de son économie et, soulignons-le, a intégré l’hydrogène à ses projets. Au sein de l’UE, le gouvernement allemand s’est doté de quelques-uns des objectifs les plus ambitieux relativement à l’hydrogène, ce qui est remarquable pour un pays qui compte les plus grandes sociétés industrielles de l’UE.<\/p>
Selon nous, les cibles de réduction des émissions de carbone dans d’autres grandes économies devraient être rehaussées et contribueront à l’accroissement de l’utilisation et de la demande d’hydrogène.<\/p>
Les prévisions d’évolution de la demande varient fortement<\/h5>
Niveau potentiel de la demande mondiale d’hydrogène en 2050 selon différents scénarios (en millions de tonnes métriques par année)<\/h6>
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Le diagramme à barres présente cinq scénarios d’évolution de la demande d’hydrogène en 2050 par rapport au niveau actuel de la demande (2021), en millions de tonnes métriques par année. Trois scénarios ont été établis par BloombergNEF (BNEF) ; un, par l’International Energy Agency (IEA), et l’autre, par l’Hydrogen Council. Niveau actuel = 70 ; « politique défaillante » selon BNEF = 187 ; IEA = 300 ; Hydrogen Council = 565 ; « politique vigoureuse » selon BNEF = 696 ; « maximum théorique » selon BNEF = 1370.<\/p>
Nota : Les scénarios « Politique défaillante » et « Politique vigoureuse » selon BNEF dépendront de la vigueur et du degré de coordination des politiques gouvernementales de décarbonisation et de promotion de l’hydrogène. Le « Maximum théorique » selon BNEF dépend de la vigueur des politiques ainsi que de l’adoption de l’hydrogène par les secteurs de l’économie peu susceptibles de passer à l’électrification. Les prévisions de l’AIE correspondent à son scénario de développement durable, lequel est fondé sur les objectifs de l’Accord de Paris sur le climat. L’Hydrogen Council est un regroupement sectoriel de plus d’une centaine d’entreprises qui souhaite accélérer le déploiement de l’hydrogène dans le but de favoriser la transition vers une énergie propre.<\/p>
Sources : RBC Gestion de patrimoine, RBC Marchés des Capitaux, BloombergNEF (BNEF), Agence internationale de l’énergie (AIE), Hydrogen Council<\/p> <\/div> <\/div>
2 – Il existe des obstacles<\/h4>
Des obstacles s’opposent à chaque aspect prometteur ou révolutionnaire du rôle futur de l’hydrogène dans la production d’énergie propre. Nous pensons que bon nombre d’entre eux peuvent être surmontés, mais d’autres semblent de taille. La mesure dans laquelle ces défis seront surmontés déterminera à quel point l’hydrogène deviendra omniprésent.<\/p>
L’Agence internationale de l’énergie (AIE) estime qu’environ 75 % de l’hydrogène provient actuellement du gaz naturel et 23 % du charbon, dont l’empreinte carbone est prononcée. À l’avenir, d’autres modes de production de l’hydrogène, au moyen de l’électricité provenant de l’énergie éolienne, solaire, hydraulique et nucléaire, représenteront une plus grande proportion de la production totale.<\/p>
À mesure que la production d’hydrogène deviendra moins polluante, que son utilisation se répandra et que plus de processus de production deviendront viables, nous serons inévitablement confrontés aux problèmes suivants :<\/span><\/p>
Stockage :<\/span> <\/span>L’hydrogène est plus difficile à stocker que les carburants fossiles en raison de sa faible densité (qui n’équivaut qu’à 15 % de celle de l’essence), de sa grande capacité de diffusion et du fait qu’il peut pénétrer certains types d’acier et de fer, les rendre friables et fuir.<\/p>
Il existe quatre grandes méthodes de stockage d’hydrogène : le stockage souterrain dans des grottes de sel, dans d’anciens champs de pétrole et de gaz épuisés, dans des cavernes rocheuses (aquifères) et dans des contenants sous pression. Parmi les options de stockage géologique, les grottes de sel constituent selon RBC Marchés des Capitaux le meilleur choix. Cependant, les grottes de sel sont limitées au plan géographique. Les réservoirs conviennent mieux au stockage à petite échelle. Les sociétés et la communauté scientifique s’emploient à concevoir des réservoirs de stockage pour l’hydrogène liquéfié ou à l’état solide en recourant à des métaux novateurs.<\/p>
Transport :<\/span> <\/span>De l’avis de RBC Marchés des Capitaux, de nombreux gazoducs peuvent acheminer un mélange contenant de 5 % à 15 % d’hydrogène sans devoir subir de modifications. Tout dépend du type d’acier dont ils sont faits. Avec le temps, les pipelines existants pourraient être adaptés pour le transport de l’hydrogène pur, et de nouveaux hydrogénoducs pourraient être construits, mais dans les deux cas, les coûts seraient élevés. En raison de la faible densité de l’hydrogène, le transport routier, ferroviaire ou par navire de ce gaz coûte cher. Cependant, l’innovation ainsi que les mesures incitatives visant à réduire les émissions de carbone devraient le rendre possible à la longue.<\/p>
Coûts :<\/span> <\/span>Selon BloombergNEF (BNEF), les chaînes d’approvisionnement locales à grande échelle devraient représenter le moyen le plus économique d’acheminer l’hydrogène aux utilisateurs du secteur industriel. De l’avis de ses analystes, le coût de l’« hydrogène vert » (produit à partir de sources d’énergie renouvelable sans pratiquement la moindre émission de carbone) pourrait diminuer de 85 % pour atteindre moins d’un dollar le kilogramme dans plusieurs régions du monde d’ici 2050, soit plus rapidement que ce qu’ils prévoyaient il y a tout juste un an. Cette prévision compte parmi les plus audacieuses.<\/p>
Rafraîchissons nos connaissances : qu’est-ce que l’hydrogène (H2<\/sub>) ?<\/h5> <\/div> <\/div>
L’hydrogène …<\/p> <\/div> <\/div>
- Est l’élément le plus abondant dans l’univers<\/li>
- Brûle sans dégager de résidus polluants, n’a pas de couleur et pas d’odeur<\/li>
- Produit une flamme invisible à l’oeil nu<\/li>
- N’existe sur la terre qu’en combinaison avec d’autres éléments (dans l’eau, par exemple – H2<\/sub>O)<\/li>
- Est l’élément le plus léger ; sa densité, soit sa masse volumique, est donc faible (15 % de celle de l’essence)<\/li>
- Présente toutefois une densité énergétique élevée (près de trois fois supérieure à celle du diesel ou de l’essence), ce qui signifie qu’il contient davantage d’énergie par unité de volume<\/li>
- Est un vecteur énergétique plutôt qu’une source d’énergie<\/li>
- Peut emmagasiner de l’énergie, ce qui lui permet de servir de batterie en complément de sources d’énergie renouvelable et de pallier les problèmes intermittents d’inadéquation entre l’offre et la demande d’énergie solaire ou éolienne<\/li> <\/ul> <\/div>
- Est diffusible (il se répand plus facilement que le gaz naturel)<\/li>
- Peut pénétrer dans les métaux poreux, y compris dans certains conduits en acier et en fer<\/li>
- Peut être stocké et transporté dans certaines limites<\/li>
- A un potentiel de combustion (température d’auto-inflammation) semblable à celui du gaz naturel et largement supérieur à celui des vapeurs d’essence<\/li>
- Ne produit pas d’émissions de carbone à lui seul. L’ampleur des émissions de carbone liées à la production d’hydrogène dépend de la source utilisée pour l’extraire (l’hydrogène produit à partir de charbon émet beaucoup de carbone, alors que l’hydrogène issu de l’énergie éolienne n’en émet à peu près pas)<\/li> <\/ul> <\/div> <\/div> <\/div>
Sources : RBC Gestion de patrimoine, RBC Marchés des Capitaux, département américain de l’Énergie<\/p>
Quel que soit le rythme des gains d’efficacité en ce qui concerne l’énergie verte, nous croyons que l’équipement d’électrolyse jouera un rôle déterminant au chapitre des coûts. Cet équipement a recours à l’électricité produite à l’aide de l’énergie éolienne, solaire, hydraulique ou nucléaire pour séparer l’hydrogène de l’oxygène dans l’eau. Ainsi, l’hydrogène peut produire de l’électricité au moyen de piles à combustible, de moteurs à combustion interne, de turbines et d’autres procédés. RBC Marchés des Capitaux s’attend à ce que les coûts d’investissement des électrolyseurs d’hydrogène chutent fortement d’ici 2030, comme l’illustre le graphique ci-dessous. Le processus d’électrolyse a toutefois l’inconvénient de consommer beaucoup d’eau. De plus, les pays et les régions ne disposent pas tous des réserves d’eau nécessaires ; ceux qui y ont accès seront les mieux placés pour intégrer les processus d’électrolyse.<\/p>
Baisse potentielle des coûts d’investissement pour les électrolyseurs (par kilogramme de H2<\/sub>)<\/h5>
Les électrolyseurs servent à produire de l’hydrogène à partir de l’énergie éolienne, solaire, hydraulique ou nucléaire. Plus leur coût est faible, plus la demande d’hydrogène devrait augmenter.<\/h6>
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Le graphique linéaire montre la diminution prévue des coûts d’investissement des électrolyseurs utilisés pour la production d’hydrogène (par kilogramme produit) de 2020 à 2030 ; une ligne correspondant au « scénario de base » est entourée d’une zone ombragée, qui correspond à la fourchette de coûts possibles. La ligne passe graduellement de 2,00 $ en 2020 à 0,50 $ en 2030. La fourchette de possibilités s’élargit à mesure qu’on s’éloigne dans le temps : la fourchette pour 2022 va de 1,31 $ à 1,87 $, tandis que celle pour 2030 va de 0,24 $ à 1,44 $.<\/p>
- Scénario pessimiste<\/span> : Partie supérieure de la zone ombrée bleu clair, où les coûts sont les plus élevés<\/li>
- Scénario de base :<\/span> Ligne bleu foncé<\/li>
- Scénario optimiste :<\/span> Partie inférieure de la zone ombrée bleu clair, où les coûts sont les plus faibles<\/li> <\/ul> <\/div> <\/div>
Le « scénario pessimiste » suppose une capacité installée totale de 22,5 gigawatts et un taux d’apprentissage de 13 %. Le « scénario de base » suppose une capacité installée totale de 90 gigawatts et un taux d’apprentissage de 13 %. Le « scénario optimiste » suppose une capacité installée totale de 90 gigawatts et un taux d’apprentissage de 19 %. Les données supposent un facteur de charge de 50 %.<\/p>
Source – RBC Capital Markets estimates, Hydrogen Council<\/p> <\/div> <\/div>
3 – Il n’existe pas de solution unique<\/h4>
Des différences régionales seront observées (et auront lieu de l’être) quant à l’utilisation et à l’exportation de l’hydrogène, en particulier au cours des cinq ou dix prochaines années. Les objectifs à long terme de nombreux gouvernements consisteront à produire la plus grande partie de l’hydrogène à partir de sources d’énergie propre comme l’hydrogène vert, mais les principaux types (ou couleurs) d’hydrogène dans un pays ou une région ne seront probablement pas idéaux dans d’autres pays ou régions au cours des premières années de la transition.<\/p>
Les chefs de file de l’approvisionnement en gaz naturel, notamment les États\u2011Unis, la Russie, le Qatar et le Canada, pourraient au départ opter pour la production d’une plus grande partie d’hydrogène bleu ou turquoise (types d’hydrogène qui peuvent tous les deux être produits à partir du gaz naturel) que les pays où cette ressource est moins abondante.<\/p>
Il ne s’agit pas vraiment d’hydrogène vert, mais cette production peut tout de même réduire les émissions de carbone. Selon RBC Marchés des Capitaux, l’intensité carbonique de l’hydrogène bleu est quatre fois moins élevée que celle de l’hydrogène gris, la variété qui est principalement produite de nos jours. L’intensité carbonique de l’hydrogène turquoise est encore moindre. De l’avis des spécialistes de l’énergie de RBC Marchés des Capitaux, le gaz naturel pourrait devenir un carburant de transition qui contribuera à l’avènement de l’hydrogène vert.<\/p>
Les couleurs de l’hydrogène<\/h4>
Les grands types d’hydrogène classés par couleur<\/h5>
Types de H2<\/sub><\/th> Source et processus de production<\/th> <\/tr> <\/thead> Brun<\/th> Produit à partir du charbon ; ne fait habituellement pas appel au captage et au stockage de carbone (CSC), qui sont toutefois possibles par gazéification du charbon<\/td> <\/tr> Gris<\/th> Produit à partir de gaz naturel par conversion thermochimique<\/td> <\/tr> Bleu<\/th> Produit à partir de gaz naturel par reformage à la vapeur ; recours au captage et au stockage de carbone (CSC) afin de réduire les émissions de CO2<\/sub><\/td> <\/tr> Turquoise<\/th> Produit à partir de gaz naturel par pyrolyse du méthane ; ce procédé donne lieu à la production de H2 et de carbone solide, qui ont tous les deux des utilisations<\/td> <\/tr> Jaune<\/th> Produit à partir de l’énergie nucléaire par électrolyse et d’autres méthodes<\/td> <\/tr> Vert<\/th> Produit à partir d’énergie renouvelable (solaire, éolienne et hydraulique) par électrolyse, laquelle décompose l’eau en hydrogène et en oxygène<\/td> <\/tr> <\/tbody> <\/table> <\/div> Sources : RBC Gestion de patrimoine, RBC Marchés des Capitaux, département américain de l’Énergie, EWE AG, World Nuclear Association<\/p>
Les pays où l’énergie renouvelable forme déjà une proportion élevée de l’alimentation énergétique, comme le Royaume-Uni, la Suède, le Danemark et l’Espagne, pourraient être en mesure de tirer parti de la production d’hydrogène vert plus rapidement que les pays qui ne font qu’amorcer cette transition.<\/p>
La Chine pourrait, indirectement ou directement, devenir un chef de file de la production d’hydrogène vert. En plus d’accumuler d’importantes ressources en énergie renouvelable, ce pays est déjà l’un des principaux fabricants d’équipement d’électrolyse, qui joue un rôle essentiel dans la production d’hydrogène vert. L’Europe domine actuellement au chapitre de l’innovation en matière d’électrolyseurs, mais la Chine est l’endroit où sont fabriqués les électrolyseurs les moins chers au monde.<\/p>
Même au sein des pays, des différences existent entre les régions. Par exemple, les provinces canadiennes de la Colombie-Britannique et de l’Alberta possèdent des ressources éoliennes et solaires relativement robustes, de même qu’une abondance d’infrastructures et de réserves de gaz naturel. Par conséquent, ces deux provinces sont exceptionnellement bien placées pour fournir de l’hydrogène vert aux industries locales et en exporter vers les autres régions du Canada et aux États-Unis, ainsi que pour produire de l’hydrogène bleu et turquoise à partir de gaz naturel et destiné à l’usage régional ou à l’exportation.<\/p>
Les experts se demandent à quel rythme évolueront les divers types d’hydrogène et lequel dominera. Les estimations varient : certains croient que l’hydrogène bleu et turquoise jouera un rôle de premier plan pendant de longues années, tandis que d’autres, comme BNEF, sont d’avis que l’hydrogène vert occupera plus rapidement le devant de la scène. Un important facteur déterminant sera la rapidité à laquelle les deux principales plateformes de développement de l’hydrogène seront adoptées. À certains égards, il existe des intérêts divergents entre les deux.<\/p>
- Réseaux de transport d’hydrogène à grande échelle :<\/span> <\/span>L’hydrogène serait acheminé par pipeline des centres de production aux clients industriels, même sur de grandes distances. Ce modèle serait comparable aux canaux actuels de distribution de pétrole et de gaz naturel.<\/li>
- Réseaux de distribution locaux :<\/span> <\/span>L’hydrogène pourrait être produit et consommé dans une même région ou un même pays : plus vous seriez proches des utilisateurs finaux, mieux vous pourriez répondre à leur demande.<\/li> <\/ul>
La plateforme de transport d’hydrogène à grande échelle représente une approche à long terme coûtant beaucoup plus cher en raison de la construction d’infrastructures, tandis que les réseaux locaux pourraient offrir des avantages à court terme en ce qui concerne les coûts et un bon potentiel, mais manquer d’envergure. Nous estimons que la deuxième option est plus avantageuse.<\/p>
Chaîne d’approvisionnement en hydrogène<\/h5>
Le diagramme de flux représente les différentes étapes de la chaîne logistique relative à l’hydrogène, allant de la production jusqu’aux clients. La première étape, qui concerne la « production à émission de carbone faible ou nulle », comprend trois éléments : reformage du méthane (gaz naturel) à la vapeur + captage, utilisation et stockage du carbone (CUSC) ; énergies renouvelables (éolienne et solaire) + électrolyse ; énergie nucléaire + électrolyse. La deuxième étape, qui concerne « le stockage et le transport », comprend quatre éléments : stockage en vrac ; réservoirs ; navires ; pipelines. La troisième étape, qui concerne les « clients », comprend trois éléments : secteurs d’activité (raffinage du pétrole, produits chimiques, métallurgie, électronique) ; énergie (système de chauffage, électricité, stockage d’énergie) ; et transport (camions, trains, autobus et avions à pile à combustible).<\/p>
Production à émissions de carbone faibles ou nulles<\/p> <\/div> <\/div>
Reformage du méthane (gaz naturel) à la vapeur + CUSC*<\/p> <\/div>
Énergies renouvelables (éolienne et solaire) + électrolyse<\/p> <\/div>
Énergie nucléaire + électrolyse<\/p> <\/div> <\/div>
<\/span><\/div> <\/div>H2<\/sub> stockage et transport<\/p> <\/div> <\/div>
<\/div>H2<\/sub> stockage en vrac<\/p> <\/div>
H2<\/sub> réservoirs<\/p> <\/div>
<\/div> <\/div><\/div>H2<\/sub> navires<\/p> <\/div>
H2<\/sub> pipelines<\/p> <\/div>
<\/div> <\/div><\/span><\/div> <\/div>Consommateurs<\/p> <\/div> <\/div>
Industrie :<\/p>
- Raffinage du pétrole<\/li>
- Produits chimiques<\/li>
- Métallurgie<\/li>
- Électronique<\/li> <\/ul> <\/div>
Énergie :<\/p>
- Chauffage<\/li>
- Électricité<\/li>
- Stockage<\/li> <\/ul> <\/div>
Transport :<\/p>
- Camions à pile à combustible<\/li>
- Trains à pile à combustible<\/li>
- Autobus à pile à combustible<\/li>
- Avions à pile à combustible<\/li> <\/ul> <\/div> <\/div> <\/figure>
* CUSC : « Captage, utilisation et stockage du carbone »<\/p>
Sources : RBC Gestion de patrimoine, Rosatom Global<\/p>
4 – Les politiques gouvernementales et l’innovation joueront un rôle prépondérant<\/h4>
BNEF estime qu’en tirant parti de l’approche fragmentaire actuelle en matière de réglementation, combinée au soutien des gouvernements, l’hydrogène pourrait répondre à 7 % des besoins en énergie dans le monde d’ici 2050, comparativement à un faible pourcentage actuel, ce qui n’est pas négligeable.<\/p>
Pour que l’hydrogène prenne son essor à long terme et devienne un élément beaucoup plus important de l’approvisionnement total en énergie, il faudra déployer beaucoup plus d’efforts. Une réglementation gouvernementale et des mesures incitatives robustes et coordonnées, ainsi qu’un financement considérable des secteurs public et privé seront nécessaires pour prendre de l’ampleur et faire progresser les technologies. Les sociétés devront être proactives et saisir l’occasion qui s’offre à elles. La facture sera salée, et nous commençons déjà à observer des divergences entre les objectifs de décarbonisation et les résultats obtenus.<\/p>
Les analystes de BNEF estiment que des dépenses de 11 000 milliards de dollars pour les infrastructures de production, de stockage et de transport de l’hydrogène seront nécessaires pour que ce gaz réponde à 24 % des besoins en énergie dans le monde d’ici 2050. Ce scénario exigerait aussi des investissements considérables et distincts dans les sources d’énergie renouvelable – éolienne et solaire – dont la production d’hydrogène tirerait parti.<\/p>
Sans un soutien appréciable des gouvernements et une réglementation coordonnée (et l’enthousiasme des sociétés), il est peu probable que la recherche et le développement, l’innovation et les investissements du secteur privé dans l’hydrogène se concrétisent à grande échelle. En revanche, un déploiement généralisé de l’hydrogène n’est pas nécessaire pour faire progresser la demande d’hydrogène et tirer profit de la décarbonisation.<\/p>
5 – Les principales industries innovent<\/h4>
Il est encore trop tôt pour déterminer en quoi consisteront les occasions de placement dans le secteur de l’hydrogène, mais elles forment quatre grandes catégories :<\/p>
- Les applications liées à l’industrie lourde<\/span>, en particulier dans les secteurs des produits chimiques, de l’acier, d’autres métaux lourds et du ciment, où la réduction des émissions de carbone sera essentielle pour atteindre les objectifs mondiaux;<\/li>
- Les utilisations dans les secteurs du raffinage de pétrole et du gaz naturel<\/span>, y compris dans les sociétés de pipelines;<\/li>
- L’hydrogène pour les chaînes d’approvisionnement industrielles locales et la production d’électricité<\/span>, mettant en jeu l’électrolyse à l’aide de l’énergie éolienne, solaire, hydraulique ou nucléaire;<\/li>
- Les innovations dans le secteur du transport.<\/span><\/li> <\/ul>
Les efforts déployés dans le secteur du transport attirent une part relativement importante de l’attention des médias. Les sociétés, les entreprises en démarrage et les instituts de recherche mettent à l’essai des piles à combustible et des moteurs à combustion interne à hydrogène pour propulser les flottes de camions à charge utile élevée, à moyen et long courrier, les trains de passagers et de marchandises, l’équipement industriel (par exemple, les lève-palettes), les traversiers, les remorqueurs, les navires et les avions.<\/p>
Ainsi, Chemin de fer Canadien Pacifique envisage de mettre au point la première locomotive alimentée par batterie et par piles à hydrogène en Amérique du Nord. En Europe, l’Autriche a récemment mis en service le train de passagers d’Alstom, alimenté à l’hydrogène. Au Royaume-Uni, l’entreprise en démarrage ZeroAvia met au point un avion à une seule hélice qui peut fonctionner à l’aide d’un moteur électrique alimenté par des piles à hydrogène. La société européenne Airbus met aussi à l’essai des applications énergétiques utilisant l’hydrogène. En octobre 2020, Kawasaki Heavy Industries a effectué le premier essai au monde de transport par bateau d’hydrogène liquéfié. Cette tentative a été couronnée de succès. Cet effort s’inscrit dans le cadre d’une entente historique à long terme entre le Japon et l’Australie pour l’acheminement par bateau, au Japon, d’hydrogène liquide produit à partir de charbon australien. La société norvégienne Nel, premier fabricant mondial d’électrolyseurs d’hydrogène, a récemment obtenu un contrat pour la construction de stations-service à l’hydrogène pour des véhicules légers à pile à combustible dans la province de Québec, au Canada. Nel fournit aussi du matériel d’alimentation en carburant et des électrolyseurs pour l’infrastructure de flottes d’autobus et de camions à hydrogène aux États-Unis, en Chine et en Europe.<\/p>
Mise à part l’effervescence dans le secteur du transport, nous croyons que les innovations et utilisations liées à l’hydrogène qui pourraient se révéler les plus déterminantes au cours des cinq ou dix prochaines années se produiront dans les industries lourdes polluantes (acier, produits chimiques, gaz naturel et électricité).<\/span><\/p>
La multinationale britannique Linde, qui est le résultat d’une fusion avec la société américaine Praxair, a déjà construit plus de 80 usines à électrolyseurs d’hydrogène principalement utilisées par des industries dont l’empreinte carbone est traditionnellement forte.<\/p>
Certaines des innovations les plus révolutionnaires proviennent de l’industrie de l’acier. En partenariat avec l’aciériste suédois Ovako, Linde est parvenue à remplacer le gaz naturel liquéfié par l’hydrogène pour alimenter son processus de production. Il s’agit d’une première dans ce secteur. Elle a ainsi réduit les émissions de carbone sans compromettre la qualité de l’acier. L’aciériste allemand ThyssenKrupp et la société japonaise Nippon Steel cherchent à produire de l’acier carboneutre à l’aide d’hydrogène vert obtenu grâce à un procédé d’électrolyse mettant en jeu l’énergie solaire et éolienne, plutôt que par le processus très polluant de fabrication d’acier qui consiste à brûler du charbon sidérurgique à des températures élevées.<\/p>
BASF, le plus important fabricant de produits chimiques au monde, a construit une installation d’essai qui servira à déterminer si la production d’hydrogène à faible teneur en carbone au moyen de la pyrolyse du méthane peut être couronnée de succès sur une échelle industrielle. Ce procédé divise le biométhane (un gaz naturel) en deux composants : l’hydrogène et le carbone solide. L’hydrogène peut être utilisé pour générer de l’électricité destinée à divers usages, tandis que le carbone solide peut servir à la production de métaux lourds comme l’aluminium et l’acier, ou encore des matériaux de batterie. D’autres entreprises travaillent aussi à la pyrolyse du méthane. Nous croyons qu’il s’agit d’une technologie prometteuse.<\/p>
Dans l’industrie énergétique, certaines initiatives portent sur l’hydrogène. Le projet H21, fruit d’un partenariat du gouvernement du Royaume-Uni avec la société énergétique norvégienne Equinor et le distributeur de gaz britannique Cadent, donnerait naissance à une centrale électrique de 12,5 gigawatts alimentée à l’hydrogène dans le nord de l’Angleterre. Aux États-Unis, NextEra Energy, Inc. cherche à construire en Floride sa première centrale électrique à l’hydrogène vert, qui utilisera un électrolyseur de 20 mégawatts fonctionnant à l’énergie solaire. Entergy travaille en partenariat avec Mitsubishi Power pour fournir de l’électricité hybride produite à partir d’hydrogène et de gaz naturel au Texas et à d’autres États de la région. En Ohio, le Long Ridge Energy Terminal devrait devenir une installation de production d’hydrogène carboneutre. Elle produira tout d’abord un mélange d’hydrogène et de méthane (un gaz naturel) au moyen de turbines de General Electric, puis passera à la production d’hydrogène pur.<\/p>
Occasion<\/h4>
Les initiatives liées à l’hydrogène ont rapidement dépassé le stade des simples paroles. De nombreuses entreprises, allant de grandes sociétés industrielles à des entreprises en démarrage, s’emploient à accélérer la croissance de leur production et à se tourner vers des applications novatrices. Les gouvernements s’engagent à atteindre des cibles encore plus audacieuses et strictes de réduction des émissions de carbone d’ici 2050. La baisse marquée des coûts de l’électricité produite à partir de sources renouvelables et la très forte croissance de la production d’énergie renouvelable feront selon nous de l’hydrogène une technologie verte complémentaire de choix. Les coûts de construction des infrastructures industrielles qui y sont liées peuvent être élevés, mais nous estimons que le potentiel de création d’emplois et de richesse est intéressant.<\/p>
En ce qui concerne les placements liés à l’hydrogène, nous privilégions les occasions qui devraient se présenter sur le marché au cours des cinq ou dix prochaines années et qui ne sont pas tributaires d’importantes subventions gouvernementales coordonnées à long terme n’ayant pas encore été conçues ou octroyées.<\/p>
<\/p>
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- Les applications liées à l’industrie lourde<\/span>, en particulier dans les secteurs des produits chimiques, de l’acier, d’autres métaux lourds et du ciment, où la réduction des émissions de carbone sera essentielle pour atteindre les objectifs mondiaux;<\/li>
- Réseaux de distribution locaux :<\/span> <\/span>L’hydrogène pourrait être produit et consommé dans une même région ou un même pays : plus vous seriez proches des utilisateurs finaux, mieux vous pourriez répondre à leur demande.<\/li> <\/ul>
- Scénario de base :<\/span> Ligne bleu foncé<\/li>
- Scénario pessimiste<\/span> : Partie supérieure de la zone ombrée bleu clair, où les coûts sont les plus élevés<\/li>
- réduira les émissions dans les industries lourdes <\/span><\/span>(fabrication de produits chimiques, d’acier, de fer et de ciment, et raffinage du pétrole brut);<\/li>