Les usages prospectifs de l’hydrogène

L’hydrogène est considéré comme un vecteur important pour la transition énergétique. Cependant, cette perspective varie selon les usages considérés car l’hydrogène est plus ou moins adapté à décarboner différents secteurs de consommations tels que la mobilité, le bâtiment ou encore l’industrie. Lesquels sont les plus à même de développer les technologies hydrogène ?

L’hydrogène est en 2020 un produit industriel utilisé comme produit chimique dans la fabrication des engrais ou le traitement des pétroles. Comme on espère l’utiliser pour pallier l’intermittence des renouvelables, il a été promu à la fin des années 2010 comme un vecteur essentiel dans l’économie de l’énergie. Si on entend s’affranchir du nucléaire pilotable dans un mix électrique décarboné (Lire : Dans un monde neutre en carbone, pourra-t-on se passer du nucléaire ?), il convient d’en produire de grandes quantités pour générer de l’électricité dans les périodes sans vent et sans soleil.

Dans cet aperçu, les méthodes de production sont d’abord discutées. Sans émissions de dioxyde de carbone (CO2), l’électrolyse s’impose, malgré son coût de revient élevé, mais le gaz reste dans la course de l’hydrogène décarboné si le carbone du processus est stocké. Malheureusement, le cycle électricité-hydrogène-électricité a un faible rendement, autour de 30%. C’est encore pire si on passe par l’intermédiaire du méthane, un gaz « vert » obtenu à partir de l’hydrogène (P2G) avec le processus de méthanation.

Il convient alors de valoriser davantage les autres utilisations de l’hydrogène. On montre que la première envisagée, l’automobile, semble peu adaptée quand on la compare aux batteries électriques. Les recherches se tournent plutôt vers les poids lourds, les trains et l’aéronautique, où le remplacement des hydrocarbures émetteurs de CO2 est anticipé.

Cependant, le remplacement des hydrocarbures par l’hydrogène nécessite une grande quantité d’électricité, énergie coûteuse et de grande qualité. Or, dans le même temps, il existe sur le marché d’importantes disponibilités en gaz naturel. Et le développement de l’hydrogène, s’il doit être rapide, sera probablement dépendant du gaz naturel, qui, en l’absence de capture, est un gros émetteur de CO2 avec presque le tiers des émissions françaises en 2020.

On peut donner dans un tableau le résumé de la situation actuelle et de l’influence du prix du CO2 (avec l’électricité à 70€/MWh, le charbon à 60$/t et le gaz à 20$/MWh).

 

Tableau 1. Les prix des divers moyens de production hydrogène en fonction du prix du CO2

H2-méthane

(VPH)

VPH avec capture CO2 Pyrolyse

CH4

Electrolyse

France

Electrolyse

Allemagne

H2 -charbon
CO2 émis

(kg/kg H2)

9 1 0 3 25 23
Taxe carbone

0€/tCO2

1,5 2 2,8 5 5 1,5
Taxe carbone

50€/tCO2

2 2,05 2,8 5,15 6,3 2,62
Taxe carbone

500€/tCO2

6 2,5 2,8 6,5 17,5 13

Ce sont des ordres de grandeur valables en 2021. On voit que, pour changer cet état de fait pour le CO2 émis, de gros efforts sont nécessaires pour agir sur le mix électrique du fait des différences dans le contenu carbone entre la France et l’Allemagne pour l’électrolyse. On verra aussi qu’il existe des limites physiques qui rendent difficiles une diminution drastique des prix quant à l’utilisation de l’électrolyse. On voit aussi qu’avec un prix raisonnable du CO2 (qui est d’environ 20-30€/tCO2 en Europe en 2020), le plus économique est la production d’hydrogène à partir de gaz naturel. Il est difficile d’estimer dans quelle mesure une utilisation massive de l’hydrogène dans divers domaines peut contribuer à la lutte contre le CO2, comparée à l’utilisation directe beaucoup plus efficace du vecteur électricité.

Les gouvernements européens, pour respecter des objectifs de décarbonation et de neutralité carbone, projettent d’investir des milliards d’euros dans l’hydrogène (7 milliards en France, 10 en Allemagne). En France, il est très clair que le succès de l’hydrogène a été assuré lorsque le ministère de l’écologie a lancé en 2018 son plan hydrogène pour développer la production d’hydrogène décarboné pour la mobilité, l’industrie et le stockage d’électricité pour pallier l’intermittence de l’électricité éolienne et photovoltaïque (EnRi, « i » pour intermittentes)[1]. Ce financement tient lieu d’injonction pour des industries et des laboratoires exsangues avec la crise du coronavirus. L’Académie des technologies a essayé d’apporter un peu de rationalité dans ce domaine[2], mais il semble que les décisions gouvernementales soient essentiellement justifiées par des études du cabinet « McKinsey »[3] sur la transition énergétique[4], pour les voitures[5] et pour l’aviation[6]. Il peut paraître étonnant que des décisions importantes soient l’affaire d’un cabinet de conseil américain plutôt que celle des nombreux experts (académies) que compte encore notre pays. La France a abandonné sa tradition « d’État Stratège », basée sur une expertise nationale (académies, corps d’état formés à la culture industrielle : mines, ponts, Commissariat au plan).

Il faut donc discuter, d’un côté des moyens et des coûts des diverses voies de production de l’hydrogène, de l’autre ses utilisations. Pour effectuer des comparaisons, il convient de donner à la fois des idées de rendement thermique (thermodynamique) et des valeurs de coûts. Une erreur courante est en effet de croire qu’avec une politique suffisamment volontariste, on peut faire n’importe quoi sans tenir compte des lois de la Physique et des problèmes de coûts.
 

1. Quelques éléments sur le cycle de l’hydrogène

Quelles sont les caractéristiques physiques et techniques de cette molécule (Lire : L’hydrogène) qui connaît un fort engouement ?

1.1. Caractéristiques physiques de l’hydrogène

La molécule d’H2 est composée de 2 atomes d’hydrogène (figure 1) et possède un Pouvoir Calorifique Supérieur (PCS) de 39 kWh/kg et un Pouvoir Calorifique Inférieur (PCI) de 33 kWh/kg[7]. Il pèse 89 g/m³ à pression ambiante, 71 kg/m³ sous forme liquide vers 20K (-253°C) et 42 kg/m³ sous forme comprimée à 700 bars et 20°C.

 

Molecule dihydrogène H2

Figure 1. Molécule de dihydrogène H2. [Source : https://tpe-carburants-du-futur.webnode.fr/hydrogene/]

L’hydrogène forme avec l’air un mélange explosif (exemple : l’explosion des salles de contrôle des réacteurs de Fukushima) et son utilisation exige d’importantes mesures de sécurité. Par exemple, il est interdit dans les parkings souterrains. Ces mesures sont détaillées dans un papier de France Hydrogène[8]. Comme dans toute activité humaine, il existe un certain nombre de dangers que l’on peut maîtriser en y mettant le prix, comme cela se passe avec les centrales nucléaires. Par exemple, les stations de recharge de véhicules à hydrogène sont deux fois plus chères au Japon qu’en Allemagne du fait d’exigences de sécurité plus sévères.

1.2. Générer de l’Hydrogène

Il existe deux sources principales viables d’hydrogène :

1.2.1. Sources fossiles

 Il s’agit essentiellement de l’utilisation du gaz naturel, où le méthane est utilisé. La réaction de base actuellement dominante est le vaporeformage (VPH) par la réaction simplifiée suivante :

CH4 + 2H2O → CO2 + 4H2

C’est celle qui émet le moins de CO2, à peu près 9 kg de CO2 pour un kilo de H2. Elle semble amenée à se développer, compte tenu des importantes réserves de gaz actuelles (Russie, gaz de schistes, etc.). On peut espérer limiter les émissions en capturant et en stockant le CO2 plus massivement avec le développement des technologies de capture et séquestration du carbone (CCS) (Lire : Captage et stockage du carbone (Carbon Capture and Storage –CCS). Comme c’est une réaction endothermique, elle consomme environ 3,3 kg de CH4 pour un kilo de H2, ce qui fait soit 46 kWh d’énergie provenant du CH4. Au prix du gaz en 2020 qui se situe entre 4 et 8$/GJ, cela correspond à un coût du gaz naturel entrant dans cette réaction de 0,5 à 1$/kg. Cela fournit un prix de base de l’hydrogène par cette transformation aux alentours de 1,5 €/kg. Le stockage de CO2 est envisagé, avec un surcoût de l’ordre de 50 €/tCO2.

Pour éviter d’avoir à stocker le CO2, la pyrolyse du méthane est envisagée, elle donne du carbone solide qui est plus facile à stocker. Le contenu énergie de l’hydrogène sortant est 44 % de celui du méthane, et on estime que ce procédé sera rentable par rapport au VPH si le prix du CO2 est au-delà de 70$/tCO2[9].

1.2.2. Electrolyse de l’eau

L’électricité est alors la source d’énergie. Avec les accessoires, il faut environ 55 kWh d’électricité pour produire un kilo de H2 gazeux. Cela peut être diminué en opérant à haute température, aux alentours de 600 à 900°C, mais il faut trouver une source d’énergie peu chère pour préchauffer l’eau. On a pensé par exemple aux réacteurs nucléaires très haute température (THTR), qui semblent abandonnés[10]. Au prix de l’électricité actuel, de 70 à 100 €/MWh, avec les prix des installations, il est difficile d’imaginer un prix de l’hydrogène inférieur à 5 €/kg. Cela semble bien compris dans le récent rapport de RTE[11], qui fixe à 375 €/tCO2 la taxe carbone qui ramènerait le prix de l’électrolyse à celui du VPH en 2035 (voir figure 2). La taxe carbone fluctue depuis quelques années entre 10 et 30 €/tCO2. La taxe carbone de 375 €/tCO2 représente à peu près une charge de 3,4€ par kilo du H2 obtenu par VPH.

 

prix hydrogene - prix co2 - electrolyse - gaz naturel

Figure 2. Estimations de RTE du prix de l’hydrogène avec différents prix du CO2. Un prix de 375€/t CO2 est nécessaire pour rendre l’électrolyse rentable vis à vis du gaz naturel. [Source : RTE, La transition vers un hydrogène bas carbone, 2020, https://assets.rte-france.com/prod/public/2020-07/rapport%20hydrogene.pdf]

1.2.3. Une classification surprenante

On trouve dans les textes européens[12] une classification complexe de l’hydrogène suivant la manière dont il est produit. Le critère de production à partir de renouvelables semble plus important que celui des émissions de CO2. Il est cependant dit que, transitoirement « The strategy also recognises the role of other low-carbon hydrogen production processes in a transition phase, for example through the use of carbon capture and storage or other forms of low-carbon electricity ». On peut supposer là que le nucléaire peut contribuer, mais provisoirement, et il est mis sur le même plan que le gaz naturel avec CCS. La figure 3 donne un exemple des catégories que l’Europe entend distinguer.

classification europeenne hydrogene

Figure 3. Un exemple de la classification européenne. [Source : Commission Européenne https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/qanda_20_1257]

Pour résumer, une production de 1 kg d’H2 par électrolyse en France ou en Suède émet moins de 3 kg de CO2 grâce à leur mix électrique peu carboné, mais 26 kg en Allemagne. Sur la figure 3, le seuil de 36,4gCO2/MJ représente environ 5 kg de CO2 par kg d’H2 produit. Dans les projets initiaux[13] de « garanties d’origine », l’électricité nucléaire était mise sur le même plan que les sources fissiles.

En France, les directives sont déclinées avec quelques nuances[14]. En 2020, on a abandonné les couleurs (vert pour le renouvelable, bleu pour le bas carbone, gris pour les sources fossiles), mais on continue de distinguer les catégories « hydrogène renouvelable », « hydrogène bas carbone » et « hydrogène carboné ». Cela s’accompagnerait de certificats d’origine, semblables à ceux définis pour l’électricité. Les seuils du « bas carbone » ne sont pas fixés. Il est prévu des subventions pour compenser les surcoûts, y compris ceux du « bas carbone », comme l’électricité nucléaire ou le vaporeformage avec CCS.

 

2. Historique et actualité de l’hydrogène décarboné

Dans la première moitié du 20e siècle, les besoins en hydrogène ont été essentiellement pourvus pas l’électrolyse. La chute des prix du pétrole en dessous de 18$ par baril, et celle concomitante du gaz naturel, dans les années 1980 ont rendu caducs les efforts français (Commission « Ornano », pilote Waziers, abandonné et 1992) d’utilisation de l’électricité nucléaire en heures creuses, et on s’est essentiellement tourné vers le gaz naturel[15] et les carburants fossiles pour produire du H2. Il reste aussi une importante contribution du charbon (20%) et du pétrole (30%). Cela peut faire douter que l’électrolyse s’impose si le prix de revient de la production par le gaz reste inférieur, sauf à avoir un prix du CO2 suffisant (tableau 1).

 

Tableau 1. Les prix des divers moyens de production hydrogène en fonction du prix du CO2

H2-méthane

(VPH)

VPH avec capture CO2 Pyrolyse

CH4

Electrolyse

France

Electrolyse

Allemagne

H2 -charbon
CO2 émis

(kg/kg H2)

9 1 0 3 25 23
Taxe carbone

0€/tCO2

1,5 2 2,8 5 5 1,5
Taxe carbone

50€/tCO2

2 2,05 2,8 5,15 6,3 2,62
Taxe carbone

500€/tCO2

6 2,5 2,8 6,5 17,5 13

Aujourd’hui l’hydrogène est un vecteur énergétique important, essentiellement dans la production des engrais et dans l’industrie pétrolière. La France en consomme 900 000 tonnes par an, et cela émet environ 10 millions de tonnes de CO2 par an pour le produire, soit 2 à 3% des émissions domestiques annuelles.

Le poste industriel est le premier où l’électrolyse pourrait apporter une contribution. Il est prévu dans les plans gouvernementaux de lancement de l’hydrogène de produire 0,4 Mt d’H2 par électrolyse en 2028. Cela peut paraître modeste, mais cela nécessite 22 TWh d’électricité, soit 4 % de la production électrique française[16]. Il faut être conscient que la chimie a des coûts fortement dépendants de ses matières premières (les gaz H2 ou CH4 par exemple) et que beaucoup d’industries chimiques ont été déjà rapatriées au Texas à cause du bas prix des gaz de schistes[17]. Le simple remplacement de 1 Mt d’hydrogène par l’électrolyse pourrait coûter autour de 3,4 milliards d’euros par an d’après les estimations de RTE (voir figure 1). Qui et comment financer cela ?

Il est envisagé d’utiliser l’hydrogène pour produire de l’acier par réduction du minerai de fer. Il faut alors environ 50 kg d’hydrogène pour une tonne de fer, qui est ensuite traité en aciérie électrique. La France produisant autour de 16 Mt d’acier par an aurait donc besoin de 800 kt d’H2. Comme on émet en France environ 1,2 tonne de CO2 pour une tonne d’acier, l’hydrogène décarboné paraît bien adapté. En substituant l’hydrogène actuellement produit via VPH par de l’hydrogène vert, l’acier se vendant actuellement autour de 500€/t verrait son prix renchérir de 250€. Cela nécessiterait alors 45 TWh d’électricité décarbonée, 9% de la production électrique française en 2020.

 

3. Les utilisations prévues à plus long terme dans les transports

Dans la décarbonation du secteur des transports, majoritairement alimenté en pétrole, l’hydrogène est un des vecteurs en compétition pour remplacer les moteurs thermiques conventionnels (Lire : L’automobile du futur : Les technologies énergétiques en compétition et Des véhicules hybrides à l’hydrogène).

3.1. L’hydrogène dans les automobiles

Il s’agit d’utiliser la pile à combustible (PAC) pour obtenir de l’électricité qui anime la voiture (VH2). C’est la pile « proton exchange membrane fuel cells ou polymer electrolyte membrane fuel cells » (PEMFC) qui suscite de l’intérêt, avec de l’hydrogène gazeux stocké sous forme comprimée, essentiellement à 700 bars, parfois à 350 bars. Ces piles sont chères, bien que Toyota annonce qu’il a « crevé » le plancher de 1000 €/kW, autour de 500€/kW. Si on veut une voiture capable de donner 100 kW soit l’équivalent de 136 CV, cela représente presque 50000 €, rien que pour la PAC. En complément, il est nécessaire de prévoir une batterie. Tout cela explique que la Mirai de Toyota coûte autour de 80000€ TTC[18] en investissement initial (figure 4).

 

 

voiture hydrogene mirai toyota

Figure 4. La voiture hydrogène Mirai de Toyota : 10000 ventes depuis 2015, au rythme de 2000 par an dans le monde. [Source : wikipédia]

 

Pour couvrir 100km, il faut à peu près un kilo de H2. Outre le prix de H2 ci-dessus discuté, le transport (ou l’électrolyse locale) et la distribution d’hydrogène (une station alimentant 50 VH2 par jour coûte de 1 à 4 M€[19]) font que le prix affiché par les stations en Allemagne est de l’ordre de 10 €/kg[20]. Pour les rendements, la PAC dépasse difficilement 50%, et, compte tenu des autres pertes, le rendement réel de la conversion est de 40%. Evidemment, on va récupérer l’énergie de freinage, voire de descente, mais c’est la batterie qui permet cela, pas l’hydrogène et la PAC.

Actuellement, l’installation d’un nombre significatif de stations hydrogène est en cours, financé en majorité par des subventions de divers pays et régions. Par exemple un plan de 20 stations hydrogène en Auvergne Rhône Alpes (AuRA) nécessite d’y consacrer les deux tiers d’un budget d’investissement de 70M€, dont 15M€ de la région, 14,4M€ de l’ADEME et 10,1M€ de l’Europe[21]. Actuellement, la plupart des stations sont approvisionnées par camion et l’hydrogène est obtenu par VPH.

Compte tenu que des dépenses importantes sont déjà engagées pour ce mode de déplacement, on peut s’essayer à une rapide comparaison avec les autres solutions proposées. Une voiture consomme autour de 7L/100km, et cela fait 10€ de carburant, ce qui est équivalent à la solution VH2. Ces 7 litres émettent environ 17kg CO2, ce qui est plus que H2 par VPH (9 kg). Mais la comparaison avec le VE avec batterie est sans appel : 15kWh/100km, cela coûte à peu près 3€ (avec un coût d’électricité de 200€/MWh) en électricité. Les émissions de CO2 pour 100km sont alors de 0,8 kg en France et 7 kg en Allemagne, ce qui devrait conduire la France à des choix évidents, qui devraient être adaptés à notre réalité et pas copiée sur celle de l’Allemagne.  On résume cela dans le tableau 2 (bien sûr il faudrait tenir compte des émissions « grises » dues à la production des PAC et des batteries).

 

Tableau 2. Comparaison des émissions des divers types de véhicules entre France et Allemagne

  Émissions CO2 électricité VH2 avec VPH (gaz sans CCS) VH2 avec électrolyse VE avec batteries Voiture à essence
unités kg/MWh kg CO2/100km kg CO2/100km kg CO2/100km kg CO2/100km
France 55 9 3 0,8 17
Allemagne 450 9 25 7 17

 

Il faut aussi ajouter que si un VE nécessite autour de 20 kWh pour 100 km au niveau de la production d’électricité, il faut au moins 60 kWh pour amener un kilo de H2 dans le véhicule. Cela fait une très grosse différence quant à la production d’électricité nécessaire à la totalité du parc automobile : 84 TWh pour 30 millions de VE parcourant 14 000 km, le triple, voire le quadruple, pour les VH2, alors que la production française est dans les années 2010 est d’environ 510-550 TWh. Cette efficacité est résumée avec la figure 5[22].

 

Figure 5. Estimation des rendements « de la centrale électrique à la roue ». Uli Bossel part d’une production d’électricité de 100 kWh et montre qu’in fine le véhicule hydrogène reçoit 3 fois moins d’énergie qu’un véhicule avec batteries. [Source : Uli Bossel, Why a hydrogen economy doesn’t make sense, https://phys.org/news/2006-12-hydrogen-economy-doesnt.html]

Actuellement, seules des marques japonaise (Toyota) et coréenne (Hyundai) proposent des VH2. La Mirai de Toyota est vendue à 2000 exemplaires par an à travers le monde depuis 5 ans, ce qui représente une partie infime du marché mondial. Excepté BMW, les constructeurs européens ont abandonné ce créneau, Daimler[23] se recentrant sur les poids lourds. En Europe, les constructeurs de voitures font un très gros investissement sur la voiture électrique à batterie (Volkswagen parle de 30 milliards d’euros[24]) pour suivre les exigences de diminution des émissions de CO2[25]. Il reste quelques « start ups » généreusement subventionnées.

3.2. Les poids lourds et le rail

Les poids lourds sillonnent l’Europe et il peut sembler difficile de leur demander de rouler sur des batteries du fait d’un poids et d’un encombrement trop important, c’est pour cela qu’on envisage de les équiper de PAC. Les poids lourds consomment en France environ 7 Mm3 de carburant, et émettent autour de 17Mt de CO2. Pour remplacer toute cette énergie par de l’hydrogène d’électrolyse, il faudrait 110 TWh d’électricité. Il serait peut-être utile d’étudier davantage la solution ferroutage, déjà mise en œuvre en Suisse pour la traversée des Alpes. Si le trajet final est suffisamment court, les batteries peuvent être ensuite utilisées. En annexe, on montre combien une étude attentive d’autres solutions serait nécessaire.

Alstom a récemment acheté la solution hydrogène Coradia-Lint développée par une entreprise allemande[26]. Alstom destine ces automoteurs aux lignes régionales non électrifiées. Ces rames embarquent 190 kg d’hydrogène et devraient remplacer les automoteurs diesel. Là aussi, la question du coût de cette solution devrait être comparée à l’utilisation de batteries. Cette dernière solution apparaît bien moins coûteuse, mais il faut accepter d’embarquer jusqu’à 15 tonnes de batteries dans une rame qui pèse 100 tonnes. Compte tenu des coûts d’infrastructure hydrogène et de la dépense en électricité, qui nécessite le triple d’une solution batteries, qu’induirait l’électrolyse, on peut espérer que les financeurs régionaux et que la SNCF sollicitée étudieront sérieusement le problème.

3.3. L’aviation

C’est le domaine où une substitution des carburants fossiles est le plus difficile. La compagnie Airbus, répondant à un financement de 2 milliards d’euros annoncé par Mme Borne, sur la foi d’un rapport de McKinsey[27], a mis en place un plan pour commercialiser des avions H2 en 2035[28]. Outre les nombreuses impasses que l’on rencontre à la lecture du rapport McKinsey, il semble que la principale difficulté viendra du prix du carburant : il faut utiliser de l’hydrogène liquide. Or la liquéfaction exige environ 12 kWh/kg supplémentaires et une très lourde infrastructure de manutention et de transport. Il est difficile d’imaginer que le prix du kilo de H2 descende en dessous de 7-8€/kg si on utilise l’électrolyse, et cette solution sera encore en 2035 en concurrence avec le kérosène : équivalent à un kilo de H2, il faut 3 litres de kérosène, qui coûtent autour de 2€ avec un baril à 100$. Or le carburant est 29 % du coût du transport aérien. Un problème est le financement de cette reconversion : un nouvel avion coûte environ 10 milliards d’euros en investissement, et trois modèles sont annoncés[29]. De plus, cela induirait un complet changement de mode de propulsion dans toutes les infrastructures des aéroports, avec, à l’arrivée, le risque de dupliquer l’opération « Concorde » : l’accord franco-britannique de l’époque est remplacé ici par un accord franco-allemand, scellé aussi au plus haut niveau, sans beaucoup tenir compte d’études économiques ou techniques, comme en mène la NASA[30] [31] [32] ou pourrait en mener l’ONERA en France. On trouve un excellent résumé par l’Agence Internationale du Transport Aérien (IATA)[33].

Comme l’hydrogène liquide occupe un volume quatre fois supérieur au kérosène, la figure 6 donne une idée de la place occupée par les réservoirs dans un avion de transport régional. Bien sûr, on a du mal à imaginer des avions fonctionnant avec des batteries, mais il existe des études d’avions hybrides[34], par exemple avec le programme « SUGAR » de la NASA, et l’électricité permettrait de diminuer de 5 % les émissions liées aux déplacements au sol dans les aéroports.

 

reservoirs hydrogene avion

Figure 6. Les réservoirs d’hydrogène dans un avion régional.

 

L’aviation émettant environ 900 millions de tonnes de CO2 dans le monde, sur les 35 milliards émises par l’humanité, soit 2,5%, et ce pourcentage a peu varié depuis 30 ans. Au niveau des priorités, il paraît donc moins urgent de s’investir dans une technologie novatrice mais difficile, plutôt que d’améliorer l’efficacité des avions actuels. En outre, l’utilisation de H2 multiplie par 2,5 les émissions de H2O en altitude. Or on estime que celles-ci doublent déjà l’effet de serre du CO2 dû à l’aviation (« contrails », cirrus de condensation d’eau)[35], et il est difficile de prévoir l’effet du carburant hydrogène.

 

4. Le stockage de l’énergie électrique

 Il est difficile si on prétend s’appuyer sur le solaire et l’éolien (EnRi) de s’affranchir des périodes qui peuvent s’étendre sur des semaines avec peu de vent et de soleil. Il semble que toutes les utilisations de l’hydrogène énumérées ci-dessus soient des justifications apportées a posteriori pour résoudre ce problème. Depuis plusieurs années, il apparaît que les méthodes avancées ne sont pas suffisantes : manque de sites disponibles et nouveaux pour développer les stations de pompage-turbinage (STEP), inefficacité du stockage par air comprimé (CAES) sur des temps longs. Le foisonnement des productions éoliennes s’est aussi avéré très limité à l’échelle de l’Europe[36] [37]. D’où la concentration de moyens sur l’hydrogène pointée en introduction (Lire : Les couplages intersectoriels « Power to Gas » et « Power to Heat » : quel rôle dans la transition énergétique ? 1e partie et 2e partie). Si les batteries fournissent un secours pour les fluctuations quotidiennes de la consommation-production, l’hydrogène est conçu pour des stockages de plus long terme et de plus grande capacité, y compris saisonniers (Lire : La percée du stockage électrique. Quelles techniques ? Quelles fonctions économiques ? Quel futur ?).

Les besoins en stockage électrique ont été étudiés dans le cadre du modèle 50 % nucléaire, avec les fermetures de centrales interdisant au nucléaire son rôle de « backup » par D. Grand[38] et avec les 100 % renouvelables proposés par l’ADEME par J.P. Chevalier et al[39]. La figure 7 montre l’étendue des besoins de stockage. Dans le scenario 100% renouvelables, l’électricité sortant du stockage H2 peut atteindre jusqu’à 50 TWh chaque année, ce qui veut dire, compte tenu des rendements des électrolyseurs et des PAC de 30%, 160 TWh d’électricité entrante. Il faudrait que la puissance d’électrolyse installée soit autour de 100 GWélectrique et la puissance en sortie des PAC de 50 GWélectrique. Il faudrait aussi être capable de délivrer 1,2 TWh d’électricité avec des PAC dans une journée. Ce système complexe, où il convient d’utiliser 12 GW de batteries conduit à une estimation du prix de l’électricité à 170 €/MWh, deux fois plus chère qu’en 2020.

 

Figure 7. Ces deux figures donnent des estimations des besoins de stockage dans une configuration avec 50 % de nucléaire (à gauche, en TWh, en rouge production intermittente, en bleu, le niveau de stockage représenté par un déficit) et 100 % ENR à droite, en GWh (2015) si l’on ne dispose pas du « backup » nucléaire ou fossile.

 

En Allemagne, l’abandon du nucléaire en 2022 et celui programmé du charbon en 2038 aboutit aussi à de très importantes productions d’hydrogène : on trouve dans le programme « Agora energiewende »[40] des estimations comparables à celles de la figure 7[41] : en 2030, un stockage de 60 TWh d’hydrogène (16Mt) à partir de 85TWh d’électricité et en 2050, 432 TWh de H2 dont 348 TWh importés.

 

5. Le transport de l’hydrogène à distance

L’utilisation massive d’hydrogène comme vecteur énergétique est envisagée dans des pays qui ont peu de ressources naturelles pour développer des EnR pilotables comme l’hydraulique et qui entendent éviter de s’appuyer sur l’énergie nucléaire. L’exemple est fourni par l’Allemagne et le Japon. Les premiers, les Allemands sont en train de ranimer le vieux projet « desertec ». Un récent accord a été signé avec l’Algérie pour développer le photovoltaïque (PV) et générer de l’hydrogène qui serait transporté liquéfié par bateau (voir figure 8 un bateau cryogénique imaginé au Japon), les seconds se sont adressés à l’Australie[42] pour transformer leurs immenses ressources de lignite en hydrogène, avec -bien entendu- CCS. Le Japon compte utiliser cet hydrogène pour générer de l’électricité dans des centrales à cycle combiné dont le rendement est de 60%.

 

projet transport hydrogene bateau - projet transport h2 liquide

Figure 8. Projet de transport de H2 liquide.

 

6. Le gaz vert

Pour utiliser l’hydrogène largement, il convient de le distribuer. Actuellement, cela se fait par l’intermédiaire d’un réseau de gazoducs spécifiques dans le Nord de la France et au Benelux et dans la région de la Ruhr. Pour le reste, il est transporté, liquide ou comprimé, par camions. Son injection dans la distribution de gaz naturel pour les particuliers semble de peu d’intérêt économique – pourquoi mélanger une ressource de haute valeur avec du gaz ? – et limité techniquement. Cependant, cela est envisagé dans le processus dit de méthanation où l’on crée du méthane par la réaction de Sabatier, qui inverse la réaction VPH :

4H2 + CO2 à CH4 + 2H2O

Cette réaction (simplifiée) est exothermique et on perd environ 30 % de l’énergie stockée dans H2. La méthanation est envisagé car le stockage et le transport du méthane sont bien maîtrisés. Le rendement global électrolyse-méthanation est inférieur à 50 % entre l’électricité et le contenu thermique du méthane[43] (Lire : La production d’hydrogène « vert » et Biogaz, biométhane et Power-to-Gas). On étudie la récupération de l’énergie thermique pour atténuer les besoins de chauffage de l’électrolyse haute température.

Notons que la consommation annuelle de gaz naturel en France est d’environ 400TWh, ce qui mobiliserait autour 800TWh de production électrique, presque deux fois la production actuelle. Il existe des projets de synthèse d’hydrocarbures comme pour l’aviation qui ont des rendements encore plus mauvais.

 

7. Intermittence et coûts : peut-on diminuer les prix en étant intermittent ?

La grande difficulté pour un développement de l’hydrogène obtenu par électrolyse est son coût de production. Pour obtenir un kilogramme d’hydrogène, il faut 55 kWh d’électricité. Le prix de l’électricité est une composante déterminante pour déterminer le coût de production de cet hydrogène. On trouve les prix pratiqués actuellement[44] en France et en Allemagne pour des sites industriels : 73 et 90 €/MWh respectivement. En Allemagne, les sites gros consommateurs se voient exempter de la taxe renouvelable, et cette exemption a récemment été étendue aux sites produisant de l’hydrogène. Il est raisonnable d’estimer que des sites H2 se verront appliquer un tarif autour de 70 €/MWh.

Actuellement, les prix du marché tournent autour de 30-50 €/MWh avec de fortes fluctuations. Cela est dû à la non-inclusion des renouvelables dans le marché, subventionnés par ailleurs à tarif fixe (en 2021, 92,4 €/MWh pour éolien et 278,2€/MWh pour le PV)[45] et aux productions à bas prix du lignite en Allemagne et du nucléaire en France. En outre, l’électricité achetée doit payer ensuite taxes et frais d’acheminement, par l’intermédiaire du TURPE en France. L’arrêt des centrales au charbon en Allemagne et en France le renouvellement des centrales nucléaires (ou l’utilisation du gaz) vont renchérir la production. Il y a donc peu d’espoir de voir les prix diminuer. Comme on observe d’importantes variations des prix du marché, qui deviennent même négatifs quand le vent souffle et que le soleil brille à l’excès, il est tentant de ne faire fonctionner les électrolyseurs qu’en période de surproduction, où les prix sont bas. C’est l’objet d’une installation préindustrielle à Mayence en Allemagne[46].

Ces caractéristiques de la production type de cette installation de 4 MW électrique sont illustrées par la figure 9. Comme exemple, on trouve les résultats sur une période de 10 jours : facteur de charge moyen de 25 % et 430kg d’H2 produit par jour, pour un prix moyen de l’électricité spot (EPEX) de 20€ et un rendement (PCS) de 68 %. Ils ont aussi payé en plus sur cette électricité 70€/MWh de taxes diverses. Il est difficile de dire quel sera vraiment le prix payé une fois que le procédé se développe. Il convient de rajouter que cette installation de 4 MW (mais 6,3MW au pic) nominal a coûté 17M€, ce qui fait pour 1500 tonnes produites sur 10 ans, un coût de 4,7€/kg de H2 d’investissement (CAPEX). Bien sûr il s’agit d’un prototype, mais on s’aperçoit en 2019 qu’une compilation énumère 153 installations de ce type dans le monde[47].

 

variarions prix electricite - evolution prix electricite

Figure 9. Les variations du prix spot de l’électricité et les périodes de fonctionnement de l’installation (en violet).

 

Ce problème des coûts d’investissement est posé en détail dans un rapport européen qui explore le P2G en diverses configurations[48]. Il s’agit de la méthanation, qui induit, on l’a dit, des pertes de 30 % et qui nécessite un investissement supplémentaire -minoritaire- par rapport à la simple production par électrolyse puis usage de l’hydrogène.

La figure 10 donne la distribution des prix de l’électricité « spot » en Allemagne en fonction du pourcentage de temps. On voit qu’une installation tournant à 100 % conduit à un prix moyen de 30-35€/MWh, et qu’il y a 2 % de périodes de prix négatifs. A partir des prix de 2017, il a été estimé le prix du m³ de méthane obtenu par P2G en prenant en compte l’amortissement des investissements dans les installations (figure 11) où la partie électricité du prix est montrée en noir.

 

prix electricite allemagne

Figure 10. Les prix de l’électricité selon le nombre d’heures d’utilisation en Allemagne.

 

On voit que la diminution du prix moyen de l’électricité avec le facteur de charge est plus que compensée par l’augmentation de l’amortissement des investissements et autres postes. Rappelons que le prix de gros du gaz est autour de 25 €/MWh (2,5€/m3) en Europe. Il existe d’autres études avec des parcs éoliens ou PV, avec des résultats semblables : il n’est pas intéressant du point de vue économique de ne produire que quand il y a du vent ou du PV en excès car le CAPEX n’est pas amorti.

 

couts methanation electricite allemagne

Figure 11. Coûts de méthanation avec l’électricité allemande de 2017 en fonction du facteur de charge 1€/m³ = 100 €/MWh.

 

8. Discussion : l’hydrogène contre l’électricité, et arbitrage par le gaz ?

Il faut replacer le débat dans le cadre de la diminution des émissions de gaz à effet de serre (ici le CO2) et aussi dans celui des économies d’énergie. Le cycle de stockage électricité-H2-électricité est extrêmement inefficace : par exemple, la figure 6 montre qu’un mix 100 % renouvelables nécessite de consacrer 160 TWh (le tiers de la consommation actuelle de la France) d’électricité pour en récupérer 50 TWh avec l’intermédiaire hydrogène. Il faut alors un fort surdimensionnement du parc de production si on veut utiliser 100 % d’EnR en faisant du P2G. Comme par ailleurs, on s’attend à une importante augmentation des besoins si le résidentiel et les transports sont électrifiés, la puissance électrique nécessaire à la solution 100 % renouvelables sera très élevée.

Dans les applications où est proposé l’hydrogène, il faut toujours regarder aussi la solution batteries, car les performances et les prix des batteries ont connu d’importants progrès. L’énergie mécanique (ou électrique) obtenue avec un kilo de H2 est autour de 18 kWh. Il faut que cet hydrogène soit stocké dans des réservoirs adaptés : pour l’hydrogène liquide, cela multiplie le poids par 2 et pour du gaz sous pression par 20. Les batteries Li-ion récentes arrivent à 0,2 kWh/kg. Dans le cas de l’aviation, où l’hydrogène est liquide, c’est un facteur très favorable de 45 (9 kWh / 0,2 kWh). Pour les applications « terrestres » où l’hydrogène est gazeux, c’est un facteur 4,5 (0,9/0,2), auquel on doit rajouter le poids des PAC (autour de 1 kg/kW)[49]. Comme la consommation électrique est réduite d’un facteur 3 grâce au rendement moteur, et comme le prix estimé actuel des batteries est de 137 $/kWh[50], il peut être intéressant de préférer des bus électriques (par exemple à Paris)[51] aux bus à hydrogène (par exemple à Pau)[52]. Les batteries sont rechargées la nuit en heures creuses, mais on peut les recharger à 80 % en 30min environ. L’avantage de la brièveté du rechargement de l’hydrogène en quelques minutes peut paraître assez réduit.

On peut mener ce type de discussion (voir annexe ci-dessous) à partir de l’exemple des poids lourds semi-remorque où on essaie de comparer, très grossièrement, la solution hydrogène et la solution batteries pour décarboner les transports routiers. Il est surprenant que cette discussion soit ignorée et de trouver des affirmations comme « l’autonomie d’un poids lourd à batterie est limitée à 80 kilomètres ». Une discussion du même genre devrait être menée pour le remplacement des automotrices diesel.

Il n’est pas certain que les renouvelables puissent fournir demain 100 % de notre électricité, et, comme cela a été expliqué, que leur intermittence soit suppléée par l’hydrogène. Comme, compte tenu du poids des investissements, le nucléaire devient moins rentable si son facteur de charge chute, il serait donc possible que la course aux renouvelables rende le nucléaire plus compétitif. En ce cas, les centrales au gaz trouvent leur place car elles répondent mieux à l’intermittence s’il n’y a pas de taxation carbone permettant de pénaliser leurs rejets de CO2 de l’ordre de 450 kg CO2/MWh. C’est ce qui semble programmé en Belgique : là-bas, le nucléaire produit la moitié de l’électricité et la nouvelle ministre de l’écologie a insisté sur son arrêt en 2025. Il y a été décidé à la fin de la précédente mandature de subventionner des centrales au gaz. Le gaz est un fort émetteur de CO2, et il n’y a pas en Europe d’installation CCS d’ampleur prévue, excepté au Royaume Uni, où on pense utiliser les aquifères de la mer du Nord.

La politique de développement de l’hydrogène est fortement soutenue au niveau européen, notamment par les entreprises gazières : s’il s’avère trop coûteux de produire par électrolyse, on se « rabattra » sur le vaporeformage avec du gaz, avec ou sans CCS selon le coût de cette technologie dans le futur. Le risque de la politique hydrogène est donc que la production d’hydrogène soit assurée par le gaz, et que l’électrolyse soit simplement mise en attente car elle conduit à une énergie trop coûteuse et elle émet trop de CO2, tant que l’électricité n’est pas décarbonée et en quantité suffisante (par exemple en Allemagne, voir le tableau 1).

Un exemple : poids lourds, le choix d’un véhicule électrique à batteries ou à hydrogène ?

Il existe plusieurs types de poids lourds. On s’intéresse ici aux semi-remorques type Europe.

Les données de ces véhicules sont :

  • Poids maximal de 40 tonnes, dont 14 tonnes à vide et 26 tonnes de chargement commercial,
  • 5-6 essieux,
  • Moteur de 350kW, diesel. Consommation 30L/100km. Rendement moyen du diesel : 40%.
  • Besoin en puissance moyen « aux roues » : 120kW. Besoin en puissance sur autoroute (90km/h) en régime permanent principalement lié à résistance de l’air : 90kW.
  • Distance parcourue en transport longue distance : 700km/jour
  • Distance parcourue en 5 ans : 500km en moyenne pendant 1500 jours, soit 750 000km.

Avec un moteur diesel, pour 750 000km sur 5 ans, un carburant à 1,25€/L[53], 225 000 litres font 281000€, plus les frais d’entretien, assez élevés (révision tous les 120 000km).

Le carburant est près de 30 % du prix du transport routier.

Le poids moteur thermique-boîte de vitesses-transmission-réservoir est de l’ordre d’une tonne. Un moteur électrique assurant cette puissance pèserait environ 200kg.

Pour alimenter un moteur électrique qui pourrait remplacer ce moteur diesel, il existe deux moyens :

 

Cas hydrogène

 

Réservoir de 70kg pour 800km,

Pile à combustibles (PAC) de 350kW et batterie de 20kWh.

 

Masse pour motorisation H2. Avec réservoir de 19kg pour un kg de H2, les PAC à 1 kW/kg et batterie de 200Wh/kg.

Soient 2 tonnes en plus du moteur

 

Consommation : 9kgH2/100km.

 

Coût d’exploitation avec 750,000km parcourus sur 5 ans, H2 à 6€/kg « à la pompe » et PAC coûtant 500€/kW, remplacée au bout de 5ans :

68 tonnes d’H2=420k€+(PAC)180k€=585k€.

 

Le prix de l’hydrogène est élevé.

La distribution correspond à un 30% du prix, on peut surtout agir sur le prix si on utilise le gaz plutôt que l’électrolyse.

 

Cas batteries

 

Batterie de 1MWh pour 800km. Même moteur électrique.

 

Masse de batterie avec 200Wh/kg : 5 tonnes. Poids du moteur équivalent à solution H2. Temps recharge : 10 heures, 80 % en une demi-heure.

Soient 5 tonnes en plus du moteur.

 

Consommation : 120kWh/100km.

 

Coût d’exploitation avec 750,000km sur 5 ans : électricité à 200€/MWh, et 120kWh pour 100km, nouvelle batterie à 100€/kWh.

900MWh =180k€+batterie de 100k€=280k€

 

L’avantage est le peu de révisions. Il faut s’arrêter pour recharger, mais, moyennant le maillage adéquat des infrastructures de recharge, cela pourrait être compatible avec le besoin d’arrêts des chauffeurs routiers

Surpoids important des batteries

 

Notes et références

Image de couverture. [Source : Ministère de l’économie, des finances et de la relance, « Dossier : l’hydrogène au Japon »]

[1] https://www.usinenouvelle.com/article/les-8-mesures-cle-du-plan-hydrogene-vert-de-nicolas-hulot.N702829

[2]http://academie-technologies-prod.s3.amazonaws.com/2020/08/27/07/45/05/7b8bf8e7-68cd-43e0-9d53-c1200eb9665d/Synthese%20et%20recommandations%20Final%20(2).pdf

[3]https://hydrogencouncil.com/wp-content/uploads/2020/01/Path-to-Hydrogen-Competitiveness_Full-Study-1.pdf

[4]https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/Rapport%20H2%20MTES%20CEA%200106.pdf

[5]https://www.mckinsey.com/industries/automotive-and-assembly/our-insights/hydrogen-the-next-wave-for-electric-vehicles

[6]https://www.mckinsey.com/industries/travel-logistics-and-infrastructure/our-insights/scaling-sustainable-aviation-fuel-today-for-clean-skies-tomorrow#

[7] Le PCS d’un gaz correspond à l’énergie consumée par la combustion d’1m3 de ce gaz en y ajoutant également la chaleur produite par la vapeur d’eau au moment de la combustion. Les résultats sont donnés en kWh/kg ou kJ/kg. Le PCI du gaz, quant à lui, ne s’attache qu’à mesurer l’énergie créée par la combustion. Le PCS du gaz correspond donc toujours à la valeur la plus élevée.

[8] http://www.afhypac.org/documents/tout-savoir/Fiche%207.2%20-%20S%C3%A9curit%C3%A9_R%C3%A9v.%20%20avril%202020%20PM.pdf

[9] P. J. Valayer, O Vidal, N. Wouters et MCM van Loosdrecht ; J. Cleaner Prod., 337 (2019), 117820

[10] Le CEA a beaucoup travaillé sur le cycle iode-soufre pour décomposer thermiquement l’eau, en utilisant par exemple des réacteurs THTR. Cela semble abandonné dans leur stratégie.

[11] https://assets.rte-france.com/prod/public/2020-07/rapport%20hydrogene.pdf

[12]https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/qanda_20_1257

[13]https://www.certifhy.eu/project-description/certifhy-1.html

[14]https://www.afhypac.org/presse/que-faut-il-retenir-de-l-ordonnance-sur-l-hydrogene-2953/

[15] Voir historique de Christian Bailleux : « L’hydrogène de 1781 à nos jours »

[16]https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/Plan_deploiement_hydrogene.pdf

[17] https://www.prnewswire.com/news-releases/us-chemical-industry-investment-linked-to-shale-gas-reaches-200-billion-300710371.html

[18]https://fr.wikipedia.org/wiki/Toyota_Mirai

[19](Etude NREL) : International Journal of Hydrogen Economy, 44, 12010 (2019), p. 12015

[20]9,28 €/kg d’après https://www.petrolplaza.com/news/26116

[21]https://www.auvergnerhonealpes.fr/actualite/799/23-en-pointe-sur-l-hydrogene-la-region-au-rendez-vous-d-hyvolution-2020.htm

[22]https://phys.org/news/2006-12-hydrogen-economy-doesnt.html

[23]https://electrek.co/2020/04/22/daimler-ends-hydrogen-car-development-because-its-too-costly/

[24] https://www.automobile-propre.com/voiture-electrique-volkswagen-annonce-un-nouvel-investissement-colossal/

[25] https://www.automobile-propre.com/volkswagen-defend-la-voiture-electrique-a-batterie-contre-lhydrogene/

[26]https://www.now-gmbh.de/content/1-aktuelles/1-presse/20150608-vollversammlung-statusseminar-brennstoffzelle/sprotte_bzbetriebenerhybridtriebzug.pdf

[27]https://www.fch.europa.eu/sites/default/files/FCH%20Docs/20200507_Hydrogen%20Powered%20Aviation%20report_FINAL%20web%20%28ID%208706035%29.pdf

[28]https://www.airbus.com/newsroom/press-releases/en/2020/09/airbus-reveals-new-zeroemission-concept-aircraft.html

[29]https://www.aerocontact.com/videos/90585-live-introducing-zeroe

[30]https://ntrs.nasa.gov/api/citations/20140008324/downloads/20140008324.pdf

[31]https://ntrs.nasa.gov/api/citations/20150017039/downloads/20150017039.pdf

[32]https://ntrs.nasa.gov/api/citations/20140008324/downloads/20140008324.pdf

[33]https://www.iata.org/contentassets/8d19e716636a47c184e7221c77563c93/technology20roadmap20to20205020no20foreword.pdf

[34]https://www.researchgate.net/profile/Joaquim_Martins/publication/327085495_Electric_hybrid_and_turboelectric_fixed-wing_aircraft_A_review_of_concepts_models_and_design_approaches/links/5e4934d092851c7f7f3e61ee/Electric-hybrid-and-turboelectric-fixed-wing-aircraft-A-review-of-concepts-models-and-design-approaches.pdf

[35]  https://fr.wikipedia.org/wiki/Tra%C3%AEn%C3%A9e_de_condensation

[36]https://www.sauvonsleclimat.org/fr/base-documentaire/intermittence-et-foisonnement

[37]  https://www.sahuvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/etudes/interm_enr.pdf

[38]https://www.hydro21.org/wp-content/uploads/presentations-focus-hydro2018/Hydro21_colloque2018-grenoble_1-Grand.pdf

[39]Enerpresse, N°12609 – Mercredi 8 juillet 2020, p. 11

[40]https://static.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2020/2020_10_KNDE/A-EW_193_KNDE_Executive-Summary_EN_WEB_V111.pdf

[41]https://www.fraunhofer.de/content/dam/zv/en/Publications/fraunhofer-magazine-3-2020/Fraunhofer-magazine-3-2020.pdf

[42]https://www.sauvonsleclimat.org/fr/base-documentaire/hydrogene-japon

[43]En récupérant la chaleur de réaction de méthanation pour l’électrolyse HT, on espère avoir un rendement de 70 %.

[44]https://allemagne-energies.com/bilans-energetiques/

[45] https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Decision/evaluation-cspe-2021 Annexe 1 tableau 2

[46]https://iea.blob.core.windows.net/assets/imports/events/140/EnergygieparkMainzoperationalandeconomicalanalysisoftheworldwidelargestpowertogasplantwithPEMelectrolysis.pdf

[47]M. Thema, F. Bauer, M. Sterner ; Renewable and Sustainable Energy Reviews 112 (2019) 775–787

[48]https://www.storeandgo.info/fileadmin/downloads/deliverables_2019/20190801-STOREandGO-D8.3-RUG-Report_on_the_costs_involved_with_PtG_technologies_and_their_potentials_across_the_EU.pdf

[49]  https://energy.sandia.gov/wp-content/uploads/2017/12/SAND2017-12665.pdf, Table 2-1

[50] https://about.bnef.com/blog/battery-pack-prices-cited-below-100-kwh-for-the-first-time-in-2020-while-market-average-sits-at-137-kwh/

[51]https://www.ratp.fr/groupe-ratp/pour-la-planete-et-la-ville/un-parc-de-bus-100-ecologique-avec-bus2025

[52]https://www.lemondedelenergie.com/ville-pau-bus-hydrogene/2020/02/04/

[53] (après remboursement partiel TCIPE de 0.16€/l) , voir https:///www.europe-camions.com/news/oilo-price

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