Ce récit est le quatrième volet d'une série DeSmog. Series sur la capture du carbone et a été développé avec le soutien de Journalisme End Europe et publié en partenariat avec Le Monde.
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Présentés par l'industrie des combustibles fossiles comme une solution climatique, des dizaines de projets d'hydrogène bleu prévus en Europe pourraient consommer chaque année plus de gaz naturel que la France et produire des émissions équivalentes à celles du Danemark, selon une analyse de DeSmog.
Ces résultats soulèvent de nouvelles questions quant à l'impact climatique de l'hydrogène bleu, alors que les responsables de l'UE délibèrent sur des normes techniques qui permettraient à cette technologie d'être considérée comme « à faible émission de carbone » et, par conséquent, de bénéficier de milliards d'euros de subventions.
Le terme « hydrogène bleu » est utilisé pour décrire l'hydrogène produit à partir de gaz naturel, où capture et stockage du carbone La technologie CCS est déployée pour piéger une grande partie des importantes quantités de dioxyde de carbone (CO2) générées pendant le processus de production, puis les enfouir sous terre.
L'hydrogène n'émet pas de CO2 lors de son utilisation. Produite de manière propre, cette molécule pourrait théoriquement décarboner divers secteurs, notamment la chimie et la pétrochimie, la sidérurgie, la cimenterie, l'énergie, le transport routier et potentiellement l'aviation.
Bien que l'Europe n'ait pas encore produit d'hydrogène bleu à grande échelle, Shell, BP, Equinor, TotalEnergies, Eni et ExxonMobil figurent parmi les dizaines de compagnies pétrolières et gazières qui promeuvent cette technologie comme un moyen d'atteindre les objectifs climatiques.
Cependant, l'industrie n'a pas encore fourni les données exhaustives nécessaires pour estimer dans quelle mesure les éventuels bénéfices climatiques découlant du passage à l'hydrogène bleu produit par les projets prévus pourraient compenser les émissions résiduelles de CO2 et les fuites de méthane associées à sa fabrication.
Pour commencer à combler cette lacune, DeSmog s'est associé à Christophe Coutanceau, professeur à l'Institut de Chimie de Poitiers : Matériaux et Ressources Naturelles, et co-responsable d'un groupe de travail sur l'hydrogène au Centre national de la recherche scientifique (CNRS). [Les détails de la méthodologie utilisée se trouvent à la fin de cet article].
En analysant de nombreux rapports industriels et données techniques relatifs à 46 projets d'hydrogène bleu proposés dans l'UE, au Royaume-Uni et en Norvège, et répertoriés par l'Agence internationale de l'énergie (AIE) basée à Paris, DeSmog a constaté que 27 d'entre eux prévoient la construction de nouvelles installations de production d'hydrogène. Quinze autres envisagent la modernisation d'usines d'hydrogène existantes par l'intégration de la capture du carbone, tandis que le statut de quatre reste indéterminé. Plus d'un tiers du volume total d'hydrogène produit par ces 46 projets serait utilisé pour le raffinage du pétrole – principal usage de l'hydrogène aujourd'hui, selon un décompte effectué par DeSmog à partir des données disponibles.
En collaboration avec Coutanceau, DeSmog a estimé que ces 27 nouvelles installations d'hydrogène bleu pourraient consommer 48 milliards de mètres cubes (Gmc) de gaz naturel chaque année, soit environ un dixième de la consommation totale de l'UE, du Royaume-Uni et de la Norvège en 2022 (499 milliards de mètres cubes), et plus que la quantité annuelle de gaz brûlée en France (38 milliards de mètres cubes).
L'analyse de DeSmog a estimé les émissions annuelles totales associées aux 46 projets d'hydrogène bleu prévus à 38 millions de tonnes d'équivalent CO2 (CO2e) — soit environ autant que le Danemark ou la Suisse en 2022 (42 millions de tonnes de CO2Nos calculs ont pris en compte les fuites de méthane dans la chaîne d'approvisionnement en gaz naturel et l'efficacité partielle des unités de capture du carbone.
L'analyse a révélé que 33 millions de tonnes supplémentaires de CO2 pourraient être rejetées pendant la construction des usines, en raison du procédé unique utilisé pour fabriquer le solvant à base d'amine utilisé dans les types d'unités de capture les plus courants.
« Il faut faire preuve de beaucoup de prudence avec l’hydrogène bleu. Il ne faut pas se laisser aller à une fausse impression de sécurité en pensant qu’il s’agit d’un carburant à faible teneur en carbone », a déclaré Lorenzo Sani, analyste énergétique au sein du groupe de réflexion financier Carbon Tracker, qui a examiné la méthodologie et les conclusions de DeSmog. « Un développement mal maîtrisé de l’hydrogène bleu augmentera les émissions de carbone tout en créant une nouvelle demande de gaz qui risque d’aggraver les problèmes de sécurité énergétique. »
Ces préoccupations ont été partagées par Paul Martin, ingénieur chimiste et consultant en décarbonation chez Spitfire Research, qui a également examiné les résultats.
« Cette analyse confirme que l'hydrogène dit « bleu » est en réalité plutôt « bleu noirâtre », a déclaré Martin. « Même les innovations technologiques dans le domaine de la production d'hydrogène à partir de gaz fossile ne changent rien à cela. »
Coutanceau, expert en hydrogène au CNRS, a souligné l'ampleur considérable de la tâche qui incombe aux entreprises du secteur des combustibles fossiles pour concrétiser leurs projets de séquestration du CO2 capturé dans les champs pétrolifères abandonnés de la mer du Nord.
« Outre les dizaines de millions de tonnes d'équivalent CO2 que les projets d'hydrogène bleu rejetteraient chaque année, que ferons-nous du CO2 capturé ? » s'est interrogé Coutanceau. « On parle de stockage souterrain dans des cavités salines, mais à ma connaissance, cette infrastructure n'existe pas encore à l'échelle industrielle. »
En avril, des ouvriers ont commencé à creuser un trou sous la digue du port de Rotterdam, marquant le début de la construction du Projet de captage et de stockage du carbone de Porthos — qui vise à commencer à séquestrer le CO2 capturé dans le cadre de deux projets d'hydrogène bleu prévus dans un champ gazier offshore désaffecté à partir de 2026.
Equinor, Shell et TotalEnergies prévoient de stocker des millions de tonnes de CO2 sous la mer du Nord dans le cadre de leur coentreprise Northern Lights. ouvert Equinor a inauguré le mois dernier une installation de stockage près de Bergen. Selon Equinor, ce projet permettra initialement de stocker 1.5 million de tonnes de CO2 par an, une capacité déjà réservée aux usines d'ammoniac, de ciment et de bioénergie.
Manque de données
Hydrogen Europe, une association industrielle regroupant des centaines d'entreprises — allant de Shell et BP aux services publics et aux sociétés d'ingénierie — a rejeté les inquiétudes concernant l'empreinte carbone potentielle des projets d'hydrogène bleu prévus, affirmant que le remplacement des combustibles fossiles par l'hydrogène bleu aurait un impact climatique net positif.
« Vous voulez que j'admette que nous émettons beaucoup de CO2 à cause de l'hydrogène bleu ? C'est faux », a déclaré Jorgo Chatzimarkakis, PDG d'Hydrogen Europe, à DeSmog lors d'une interview. « Il faut considérer la situation dans son ensemble : avec l'hydrogène bleu, les émissions de CO2 seront inférieures à celles obtenues avec du gaz naturel. Vous critiquez le fait que nous réduisions les émissions. Je ne comprends pas votre raisonnement. »
Selon le Conseil de l'hydrogène, une association commerciale mondiale, produire un kilogramme d'hydrogène bleu à partir de gaz naturel et d'un taux de capture élevé (90 à 98 %) émettrait un maximum de 3.9 kilogrammes de CO2 — 70 % de moins qu'une usine à hydrogène classique.
Toutefois, il est difficile d'estimer de manière indépendante le potentiel de décarbonation des projets d'hydrogène bleu prévus sans avoir accès à des données montrant comment le gaz sera utilisé, et donc dans quelle mesure il pourrait réduire la demande en combustibles fossiles.
« Pour l’instant, nous n’avons pas suffisamment de données », a déclaré Coutanceau. « Pour calculer précisément les émissions évitées, il faudrait savoir si l’hydrogène serait utilisé comme matière première dans un processus de fabrication, pour produire de la chaleur, ou dans des piles à combustible pour produire de l’électricité. Le gain en matière de décarbonation n’est pas le même. »
Hydrogen Europe a refusé de répondre à la demande de DeSmog concernant une estimation des émissions de CO2 qui pourraient être évitées grâce aux 46 projets d'hydrogène bleu proposés. Le Global CCS Institute, organisme du secteur pétrolier et gazier, n'a pas répondu à notre demande de commentaires.
Considéré comme l'un des modèles les plus faisant autorité en matière de décarbonation du système énergétique, le modèle de l'AIE Feuille de route pour la neutralité carbone d'ici 2050 L'Agence internationale de l'énergie (AIE) prévoit une augmentation de la capacité mondiale de production d'hydrogène bleu à 18 millions de tonnes (Mt) d'ici 2030, contre des quantités négligeables aujourd'hui. Cependant, selon DeSmog, les 46 projets d'hydrogène bleu prévus en Europe seulement permettraient de produire 10 millions de tonnes d'hydrogène bleu, soit plus de la moitié des besoins mondiaux estimés par l'AIE.
Seuls quelques projets parmi ceux proposés ont reçu une décision d'investissement définitive, ce qui signifie qu'il n'y a aucune garantie qu'ils seront tous réalisés. Néanmoins, les défenseurs du climat affirment que l'écart entre l'ampleur des projets envisagés et la feuille de route « Zéro émission nette 2050 » soulève des questions quant à la réelle volonté de l'industrie d'utiliser l'hydrogène bleu pour maintenir la demande en gaz naturel, alors même que l'Europe s'éloigne des énergies fossiles.
»Moment décisif
Les entreprises du secteur des combustibles fossiles, les services publics et les producteurs de gaz industriels se disputent une part d'un total cumulé de 100 milliards de dollars d'aides publiques aux projets d'hydrogène annoncées par les États membres de l'UE et d'autres pays européens d'ici 2023. selon d'après les données de BloombergNEF.
Certains groupes de défense du climat exhortent les gouvernements à soutenir l’hydrogène « vert », terme désignant l’hydrogène produit selon un procédé sans émissions mais énergivore, alimenté par l’énergie éolienne et solaire. Contrairement à l’hydrogène bleu, qui dépend du gaz naturel, l’hydrogène vert est produit à partir de grandes quantités d’eau.
L'UE a créé la Banque de l'hydrogène pour faciliter le développement de cette technologie, conformément à la directive sur les énergies renouvelables. stipulant que 42 % de l'hydrogène utilisé dans l'industrie devra être produit exclusivement à partir de sources d'énergie renouvelables d'ici 2030, et 60 % d'ici 2035.
Cependant, les organisations environnementales craignent que les lobbyistes de l'industrie ne persuadent la Commission européenne de transférer ces obligations de l'hydrogène vert vers un hydrogène « bas carbone » défini de manière plus vague, incluant ainsi les projets d'hydrogène bleu. Cela risquerait de freiner les investissements dans l'hydrogène vert, dont la production est beaucoup plus coûteuse.
« Si la sélection repose uniquement sur le prix, l’hydrogène bleu étant moins cher que l’hydrogène vert, les projets d’hydrogène bleu l’emporteront et feront disparaître l’hydrogène vert », a déclaré Geert De Cock, responsable électricité et énergie chez Transport & Environment, un groupe de recherche et de plaidoyer basé à Bruxelles, à DeSmog. « À mon avis, il s’agit d’une attaque frontale contre l’hydrogène vert. »
En avril, Transport & Environment et d'autres organisations environnementales, rejointes par des entreprises éoliennes et solaires, ont publié une déclaration ouverte. lettre exhortant La Commission européenne adoptera une « définition rigoureuse » de l’hydrogène bas carbone, assortie de conditions strictes pour la production d’hydrogène bleu.
La Coalition pour l'hydrogène renouvelable, le groupe de défense de l'environnement Bellona et le Fonds de défense de l'environnement figuraient parmi les signataires exhortant le commissaire à l'énergie Kadri Simson et le vice-président de la Commission, Maroš Šefčovič, à veiller à ce que les nouvelles règles reflètent l'intégralité des émissions de gaz à effet de serre associées à un projet d'hydrogène bleu particulier ; à fixer un taux minimal de capture du carbone ; et à fixer des taux maximaux pour les fuites de méthane.
Les signataires de la lettre demandent également la garantie que tout hydrogène bleu, pour être qualifié de « bas carbone », « ne sera produit qu’à partir de capacités de production de gaz existantes (et non supplémentaires) ».
« Si la réglementation est suffisamment stricte, les nouveaux projets [d'hydrogène bleu] ne verront pas le jour », a déclaré De Cock. « C'est vraiment une question de vie ou de mort pour le secteur. »
Miser sur le bleu
Aujourd'hui, la quasi-totalité de l'hydrogène industriel est de type « gris », où le CO2 émis lors du processus de fabrication à partir de gaz naturel est rejeté dans l'atmosphère, représentant environ deux pour cent des émissions mondiales de CO2. selon à l'AIE. Environ la moitié de cet hydrogène est utilisée dans le raffinage du pétrole, où le gaz sert à désulfurer les produits raffinés et à fabriquer du diesel et d'autres huiles.
Certains défenseurs du climat soupçonnent l'industrie des combustibles fossiles de soutenir l'hydrogène bleu en partie parce que la demande de gaz naturel qui en résulterait prolongerait la durée de vie des gisements de gaz, des plateformes de forage, des pipelines et autres infrastructures existantes. Cela pourrait atténuer le risque que l'objectif de l'UE de réduire les émissions de carbone de 55 % d'ici 2030 n'impose aux compagnies pétrolières et gazières des milliards d'euros d'actifs dépréciés.
Aux Pays-Bas, où sont implantés 12 des 46 projets d'hydrogène bleu proposés, la société américaine de gaz industriels Air Products et son concurrent français Air Liquide ont annoncé plans à rénovation Leurs usines d'hydrogène gris existantes dans le port de Rotterdam, équipées de systèmes de capture du carbone, permettent de produire de l'hydrogène bleu. « L'hydrogène joue un rôle crucial dans la transition énergétique et l'atténuation des effets du changement climatique », a déclaré Air Products. indique son site web.
Le CO2 capturé sera traité par porthosCe projet, fruit d'une coentreprise entre les entreprises publiques Energie Beheer Nederland et Gasunie, ainsi que l'Autorité portuaire de Rotterdam, vise à stocker 2.5 millions de tonnes de CO2 captées chaque année auprès de diverses industries dans des gisements de gaz épuisés sous la mer du Nord, et ce pendant 15 ans à compter de 2026.
Ailleurs aux Pays-Bas, dans la province maritime de Zélande, Air Liquide construit une nouvelle usine pour fournir de l'hydrogène bleu à la raffinerie de Zeeland, une coentreprise entre TotalEnergies et le russe Lukoil. Air Liquide participe également à ce projet. Projet Kairos@C Dans le port belge d'Anvers, qui vise à capter plus de 14 millions de tonnes de CO2 au cours de ses 10 premières années d'exploitation, notamment grâce à deux installations de production d'hydrogène bleu plantes.
« Le Groupe dispose d’une gamme complète de solutions et de services technologiques pour accompagner la décarbonation de ses clients à travers le monde », a déclaré Air Liquide dans son communiqué. plan stratégique 2022.
Le fabricant de gaz américano-allemand Linde, dont le siège social est au Royaume-Uni, voit également dans l'hydrogène bleu une opportunité de croissance. « L'hydrogène bleu est la prochaine étape », déclare l'entreprise. sa page internet« L’hydrogène gris et bleu sont importants tremplins sur la voie de l'hydrogène vert, car elles permettront de développer les cadres et les infrastructures nécessaires pendant que la production d'hydrogène vert atteint l'échelle requise. »
Opportunités d'espionnage pour les compagnies pétrolières
Les antécédents de Moins de 10 Les performances des usines commerciales d'hydrogène bleu actuellement en exploitation sont inégales. Par exemple, le projet Quest de Shell au Canada, capable de produire 900 tonnes d'hydrogène par jour, a permis de capter cinq millions de tonnes de CO2 entre 2015 et 2021, mais a rejeté plus de 7.5 millions de tonnes de gaz à effet de serre durant la même période, selon une étude. rapport d'après les données officielles recueillies par Global Witness.
Néanmoins, les compagnies pétrolières vantent les mérites de l'hydrogène bleu, notamment TotalEnergies, Eni, Shell et BP tous qualifiant le gaz de carburant propre qui peut servir à combler le fossé en attendant que l'hydrogène vert devienne plus économique.
En janvier de l'année dernière, la compagnie pétrolière publique norvégienne Equinor a signé un protocole d'accord avec le fournisseur d'énergie allemand RWE pour développer conjointement des projets d'hydrogène bleu en Norvège, destiné à être exporté par pipeline vers l'Allemagne. annoncé le mois dernier, elle avait annoncé l'abandon du projet, invoquant des coûts excessifs et une demande insuffisante.
Au Royaume-Uni, où se trouvent 14 des 46 projets d'hydrogène bleu en cours d'élaboration, BP développe une usine d'hydrogène bleu à grande échelle, appelée H2 TeessideLe projet vise à produire 160 000 tonnes d’hydrogène bleu par an, ses promoteurs s’engageant à capter deux millions de tonnes d’émissions de CO2 associées et à les enfouir sous la mer du Nord.
« Le projet est déjà bien avancé », a déclaré Sani, analyste énergétique chez Carbon Tracker et auteur d'un article paru en juin. rapport Concernant l'hydrogène bleu au Royaume-Uni : « Bien que la décision finale d'investissement n'ait pas encore été prise, plusieurs accords ont déjà été conclus et la construction d'un nouveau terminal [de gaz naturel liquéfié] pour approvisionner l'usine en gaz fossile a été proposée. »
Parallèlement, le géant américain ExxonMobil, qui possède divers intérêts dans le domaine de la capture du carbone, Pays-Bas, Belgique et UK, décrit L’hydrogène bleu est considéré comme « l’une des rares technologies éprouvées capables de réduire significativement les émissions de CO2 dans les secteurs à fortes émissions et difficiles à décarboner ».
Bataille des perceptions
Les groupements industriels souhaitent donner un coup de pouce aux projets d'hydrogène bleu prévus en les présentant comme équivalents à leurs concurrents utilisant l'hydrogène vert, minimisant les différences en termes d'émissions entre les technologies et mettant l'accent sur les aspects économiques.
« Il s’agit de décarbonation, pas de couleur », a déclaré Chatzimarkakis, PDG d’Hydrogen Europe, réitérant une position communément admise. avancé par l'industrie« Si nous commençons à critiquer les technologies qui contribuent à la décarbonation et à la transition énergétique, nous commettons une grave erreur. Nous devons diversifier nos technologies. Toutes les technologies permettant de réduire les émissions de CO2 doivent pouvoir jouer leur rôle. »
Selon la réglementation européenne en vigueur, le seuil maximal d'émissions de gaz à effet de serre pour que l'hydrogène soit considéré comme « bas carbone » est équivalent à celle de l'hydrogène vert: 3.38 kilogrammes d'équivalent CO2 par kilogramme d'hydrogène. Mais la question de savoir si une installation de production d'hydrogène bleu donnée répond ou non à cette définition dépend de la méthodologie utilisée pour calculer ses émissions.
En mai, l'UE a adopté une série de mesures nouvelles règles sur le gaz et l'hydrogène dans le cadre de son accord-cadre climatique « Pacte vert » — et a chargé ses fonctionnaires d'élaborer d'ici un an une méthodologie permettant de déterminer quels projets hydrogène peuvent être considérés comme « à faibles émissions de carbone ». La Commission européenne a publié un brouillon des nouvelles règles le 27 septembre et a ouvert une période d'un mois consultation publique.
Le projet de loi proposait que les projets d'hydrogène bleu soient soumis à une « analyse complète du cycle de vie », ce qui signifie que les estimations des émissions incluraient des facteurs tels que les fuites de méthane lors de la production et du transport du gaz naturel, ainsi que des règles strictes pour l'évaluation des taux de capture du carbone.
Mais le diable se cache dans les détails, préviennent les militants.
En réponse au projet, Transport & Environment a remis en question la rigueur des mesures proposées pour prendre en compte les fuites de méthane, tandis que Bellona a noté un manque de mesures pour dissuader la construction de nouvelles infrastructures de gaz naturel.
De nombreuses questions restent sans réponse.
Le projet de réglementation suggère que toutes les émissions liées au processus de capture du CO2, puis au transport du gaz et à son injection dans des sites de stockage sous-marins, seront prises en compte lors du calcul de l'empreinte carbone d'un projet d'hydrogène bleu. Cependant, la réglementation ne précise pas si les émissions liées à la production du solvant à base d'amines nécessaire au fonctionnement de la technologie de capture du carbone la plus courante doivent également être prises en compte.
Il reste également à déterminer comment prendre en compte les fuites probables d'hydrogène, considéré comme un gaz à effet de serre « indirect » car il provoque réactions chimiques qui affectent les concentrations de méthane, d'ozone et de vapeur d'eau stratosphérique, ainsi que les aérosols. D'autres questions se posent : comment la chaîne d'approvisionnement en gaz naturel sera-t-elle certifiée ? Et comment garantir l'exactitude de ces certifications ? Serait-il plus judicieux de calculer l'impact du méthane sur le réchauffement climatique sur une période de 20 ans (84 fois supérieur à celui du CO₂), comme le préconisent les groupes environnementaux, ou sur 100 ans (28 fois supérieur), comme le souhaite l'industrie ?
« Les décideurs européens doivent instaurer des garanties solides pour les projets d'hydrogène bleu, car leur développement, sans prise en compte des émissions de la chaîne d'approvisionnement, risque de compromettre les stratégies de neutralité carbone », a déclaré Sani de Carbon Tracker. « Sans cadre réglementaire rigoureux, l'hydrogène bleu pourrait, par inadvertance, constituer un frein à la lutte contre le changement climatique. »
Les variations des taux de fuite de méthane dans les différentes régions productrices de gaz compliquent davantage les efforts visant à calculer l'empreinte carbone de l'hydrogène bleu.
L'industrie gazière norvégienne est réputée pour limite ses taux de fuite à moins de 1.0 %, soit moins que la moyenne mondiale estimée 1.4 pour cent en 2.0Cependant, la production gazière norvégienne étant déjà engagée auprès de clients existants, il semble probable que les futurs projets d'hydrogène bleu se tourneront vers des fournisseurs comme les États-Unis, où les réserves de pétrole et de gaz de schiste sont exploitées massivement et où l'on estime que la proportion de molécules de méthane s'échappant dans l'atmosphère peut atteindre 3.5 %. ou plusDans certaines régions des États-Unis, comme le bassin permien au Nouveau-Mexique, les taux de fuite dépassent 9.0 %. ont été enregistrés — ce qui signifie que même au sein d'un même pays, la provenance du gaz peut avoir un impact considérable sur le niveau des dommages climatiques.
Chatzimarkakis, de Hydrogen Europe, a déclaré que l'origine du gaz naturel ne relevait pas du mandat de son organisation. « Je ne sais pas d'où proviendra le gaz », a-t-il affirmé. « Nous ne sommes pas un lobby gazier. Ce n'est pas notre rôle. »
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Reportage complémentaire de Michael Buchsbaum et Sharon Kelly
Méthodologie et hypothèses
Nous avons commencé par examiner les 51 projets d'hydrogène bleu proposés dans l'UE, au Royaume-Uni et en Norvège, présentés dans un rapport. base de données maintenu par l'Agence internationale de l'énergie (données à jour en octobre 2023). Nous avons exclu quatre projets au Royaume-Uni qui ont été annulés (Projet H2 Leeds City GateLes phases 1 et 2 de Cavendish, un projet à la raffinerie de Fawley et un autre en Norvège (Aukra CCS) ont été étudiés. Pour simplifier les calculs, nous avons supposé que tous les projets utilisaient du gaz naturel, couramment employé pour la production d'hydrogène en Europe. (L'hydrogène peut également être produit à partir de pétrole et de charbon.)
Projet par projet, nous avons épluché des sites web spécialisés, des communiqués de presse et des rapports techniques pour déterminer si les développeurs prévoyaient de moderniser une usine d'hydrogène gris existante pour produire de l'hydrogène bleu, ou de construire une nouvelle usine d'hydrogène bleu à partir de zéro.
Nous avons découvert que les promoteurs prévoyaient :
- 15 rénovations
- 27 nouveaux projets
- 4 indéterminés
Estimation de la consommation de gaz naturel
Nous avons utilisé les projections du promoteur concernant la quantité d'hydrogène bleu qu'une usine donnée produirait chaque année pour estimer sa consommation de gaz naturel.
Nous avons utilisé une hypothèse standard selon laquelle il faut 3.6 kilogrammes de méthane (le principal composant du gaz naturel) pour produire 1.0 kilogramme d'hydrogène.
Nous avons ensuite augmenté le résultat de 22 pour cent pour refléter estimations scientifiques pour le gaz naturel supplémentaire nécessaire au fonctionnement du procédé de captage du carbone. La quantité totale de gaz naturel requise par les 46 centrales (nouvelles centrales et modernisations) a été estimée à 67 milliards de mètres cubes (Gmc).
Nous avons conclu que les 27 nouvelles installations d'hydrogène bleu prévues consommeraient au total de 48 milliards de mètres cubes de gaz naturel chaque année comme matière première — environ un dixième de la consommation totale dans l'UE, au Royaume-Uni et en Norvège en 2022 (499 milliards de mètres cubes), et plus que la quantité de gaz brûlée en France (38 milliards de mètres cubes).
Estimation des émissions de CO2
Pour estimer la quantité d'équivalent dioxyde de carbone (CO2e) associée aux 46 projets d'hydrogène bleu prévus, nous avons pris en compte divers facteurs :
- La quantité de CO2 qui serait émise directement chaque année lors du processus de production d'hydrogène bleu, qui dépend du rendement moyen de l'équipement de capture (60 % ou 90 % selon le type de procédé de production) : 18 millions de tonnes.
- La quantité de CO2e qui s'échappe chaque année dans l'atmosphère en raison des fuites de méthane lors de l'extraction, du stockage et du transport du gaz naturel. (Entre 20 et 48 millions de tonnes de CO2e pour des taux de fuite de 1.5 % et 3.5 % respectivement).
- La quantité de CO2 générée par la production unique du solvant à base d'amine utilisé dans la plupart des unités de capture du carbone : (33 millions de tonnesComme le solvant peut être réutilisé, les émissions liées à sa production n'auront lieu que lors de la construction des installations.
Au total, nous avons estimé que la réalisation des 46 projets d'hydrogène bleu entraînerait le rejet minimal de 38 millions de tonnes de CO2e chaque année — soit l'équivalent des émissions annuelles du Danemark 42 millions de tonnes.
Voici une description plus détaillée de chaque étape de nos calculs :
Efficacité de capture du carbone
Avec la technologie actuelle de l'hydrogène bleu, environ 40 à 60 % des molécules de CO2 présentes dans un volume donné de gaz de combustion sont capturées. selon l'AIENous avons donc estimé un taux de capture de 60 % pour les 15 projets de rénovation.
Pour les 27 nouveaux projets de construction, nous avons supposé une efficacité de 90 %, conformément aux projections de l'industrie pour les technologies de capture de nouvelle génération.
Multiplier la quantité totale de CO2 émise pendant le processus de production par le taux de capture en pourcentage (90 % pour les nouvelles installations ; 60 % pour les rénovations) donne : 18 millions de tonnes des émissions de CO2.
Solvant à base d'amine
Les technologies de captage du carbone les plus courantes utilisent un solvant dérivé de l'ammoniac pour absorber les molécules de CO2 présentes dans les gaz de combustion. Nous avons calculé les émissions ponctuelles associées à la production d'ammoniac nécessaire à 33 millions de tonnes de CO2, en utilisant les hypothèses suivantes :
- Production de 1.0 tonne d'ammoniac génère 2.4 tonnes de CO2 .
- 250 kilogrammes d'ammoniac sont nécessaires pour produire 1.0 tonne de solvant
- 1.4 tonne de solvant sont nécessaire pour capturer 1.0 tonne de CO2
À noter: Nous avons exclu les neuf projets d'hydrogène bleu impliquant Air Liquide, dont la technologie de capture du carbone Crypocap ne repose pas sur un solvant à base d'amine.
L'industrie affirme œuvrer à la décarbonation de la production d'ammoniac en utilisant l'hydrogène bleu comme matière première. Cependant, seuls quatre des 46 projets d'hydrogène bleu proposés sont conçus pour produire de l'ammoniac..
Fuite de méthane
Pour convertir la quantité probable de fuites de méthane associées aux projets en CO2e, nous avons multiplié la quantité de méthane par un facteur connu sous le nom de potentiel de réchauffement climatique (PRG).
Le méthane a un effet de réchauffement plus important à court terme, avant de se décomposer progressivement. Cela signifie que son potentiel de réchauffement global est plus élevé sur un horizon de 20 ans (84 fois supérieur à celui du CO2) que sur un horizon de 100 ans (28 fois supérieur).
Les estimations de la quantité de méthane qui s'échappe lors de l'extraction, du transport et du stockage du gaz naturel utilisé pour fabriquer l'hydrogène bleu varient considérablement selon l'origine du gaz.
En prenant une estimation prudente d'un taux de fuite de 1.5 % (et d'un PRG de 28 sur un horizon de 100 ans), les émissions dues aux fuites de méthane associées au gaz naturel utilisé pour alimenter les 46 projets seraient égales à… 20 millions de tonnes de CO2e par an.
En étant moins conservateur, en supposant un taux de fuite de 3.5 % (et un PRG de 28), ce chiffre fait plus que doubler. 48 millions de tonnes de CO2e par an.
Selon différentes hypothèses, les fuites de méthane associées aux 46 projets d'hydrogène bleu pourraient varier de 20 millions de tonnes de CO2e (taux de fuite de 1.5 % et PRG de 28) à 117 millions de tonnes de CO2e (taux de fuite de 3.5 % et PRG de 84).
Avis d'expert
L'analyse de DeSmog a été réalisée plus tôt cette année en collaboration avec Christophe Coutanceau, professeur à l'Institut de Chimie de Poitiers : Matériaux et Ressources Naturelles, et co-responsable d'un groupe de travail sur l'hydrogène au Centre National de la Recherche Scientifique (CNRS).
L'analyste énergétique Lorenzo Sani, qui a réalisé travail similaire sur des projets d'hydrogène bleu au Royaume-Uni pour Carbon Tracker, et Paul Martin, ingénieur chimiste et consultant en décarbonation chez Spitfire Research, a examiné notre méthodologie et nos conclusions.
