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Qu’est-ce qui, dans l’hydrogène destiné au transport routier, amène les chercheurs à réduire considérablement les coûts à chaque occasion ? J'ai essayé de répondre à cette question à plusieurs reprises. Dans Allemagne, les gruppendenken – la pensée de groupe – sont clairement impliqués. Avec des organisations comme ICCT, il semble qu'une tentative désespérée de faire fonctionner l'hydrogène parce qu'ils pensent que c'est nécessaire conduit à erreur après erreur. Différents problèmes affligent d’autres rapports sur l’hydrogène pour l’énergie dans lesquels de grands cabinets de conseil comme DNV produire de mauvais rapports pour les clients qui les paient pour obtenir des résultats spécifiques, quelle que soit la réalité.

J'ai tendance à m'attendre à mieux de la part des laboratoires nationaux américains, qui sont pour la plupart de solides chercheurs et analystes. Mais ces derniers mois, je me retrouve à me gratter la tête face à certains résultats. Il y a quelques semaines, j'ai regardé à travers un rapport du DOE NREL sur les stations de ravitaillement en hydrogène en Californie. Les données étaient claires.

Les stations de ravitaillement étaient à peine utilisées, même à leurs volumes historiques les plus élevés, avec une moyenne de 54 kilogrammes par jour par station au cours du premier semestre 2021. Le rapport ne mentionnait pas cette très faible utilisation, mais célébrait plutôt une utilisation de pointe de 300 kilogrammes par jour.

Les stations ont été hors service pendant 2,000 20 heures de plus que le temps nécessaire pour pomper de l'hydrogène, soit XNUMX % de temps d'arrêt de plus que l'utilisation productive. Mais il fallait fouiller dans les données et faire quelques calculs pour comprendre cela.

Si les stations fonctionnaient à pleine capacité, leur entretien aurait probablement coûté 30 % des dépenses en capital par an. Les coûts d'entretien dépassaient 9 $ par kilogramme distribué. Une fois de plus, les données étaient là, mais la conclusion manquait.

Le rapport était un chef-d’œuvre en induisant en erreur les personnes auxquelles il était présenté en leur faisant croire que les choses étaient roses dans les stations de ravitaillement en hydrogène en Californie. La réalité est démontrée par le fait que Shell laisse de l'argent sur la table, refuser 48 millions de dollars d'en construire davantage et de fermer ses sept stations de ravitaillement pour véhicules légers existantes.

Et maintenant, un nouveau rapport du National Renewable Energy Lab (NREL) des États-Unis, une division du ministère de l'Énergie, contient des hypothèses remarquables. Coût actualisé de l’hydrogène distribué en Véhicules lourds est tout juste sorti des presses en mars 2024. Il présente un tableau rose des coûts peu coûteux de l’hydrogène.

C'est un diagramme réconfortant, n'est-ce pas ? Dès que le transport routier d’hydrogène sera étendu, le ravitaillement ne coûtera plus que 6.5 dollars le kilogramme. C'est seulement un peu au-dessus du prix du diesel à son tarif californien actuel, qui oscille autour de 5 $ le gallon, soit une quantité d'énergie équivalente. Et étant donné que les piles à combustible sont plus efficaces que les moteurs diesel, cela signifie en fait que l’hydrogène sera moins cher comme carburant pour camion que le diesel !

Mais attendez, il y a plus.

Oui, selon cette étude du NREL, l’hydrogène sera moins cher que le diesel pour la même énergie. Eh bien, problème résolu, rentrons tous à la maison. Le camionnage est réglé.

Ouais, pas si vite. Jetez un œil en haut de chacune de ces barres, la partie contenant 1.5 $. Qu'est ce que c'est?

« … l’analyse actuelle suppose que le coût de production de l’hydrogène qui sera ensuite livré aux stations-service modélisées pour 2030 est de 1.50 $/kg-H2 »

C'est le coût actuel de fabrication d'hydrogène gris par kilogramme aux États-Unis à partir de gaz naturel bon marché dans des installations à l'échelle industrielle. Une étude gouvernementale américaine réalisée en 2024 a eu l’occasion de chiffrer de manière appropriée le coût de fabrication de l’hydrogène bas carbone et de renflouer. Pour rappel, la moyenne des transactions d'hydrogène vert en Europe à partir de 2024 était de 9.49 € le kilogramme, soit 10.30 $. Personne ne pense que l’hydrogène à faible teneur en carbone coûtera 1.50 $ le kilogramme en 2024, et pourtant c’est dans un rapport officiel du NREL et cela fait artificiellement baisser le prix.

Comme Boston Consulting Group rapporté, l’hydrogène vert en 2030 n’atteindra même pas le chiffre consensuel précédent – ​​un consensus parmi les accros aux STEM et à l’hopium analphabètes en économie – de 3 €, mais serait de l’ordre de 5 à 8 €. Le bas de cette fourchette reste très optimiste. Ma projection, après avoir évalué les coûts de fabrication de l'hydrogène sur trois continents avec plusieurs scénarios, est que l'hydrogène vert atteindra en moyenne entre 6 et 8 dollars par kilogramme, avec quelques valeurs aberrantes qui seront à la fois inférieures et supérieures.

Mais c’est une hypothèse encore pire pour la production d’hydrogène dans les stations. C'est quelque chose que l'ICCT a fait dans son étude fatalement erronée, mais même l'ICCT ne s'est pas trompée au point d'utiliser un coût de 1.5 $ par kilogramme.

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Le coût total de la fabrication de l’hydrogène en petites quantités sera bien plus élevé que le coût de sa fabrication dans des installations à l’échelle industrielle pour trois raisons. Premièrement, la station de ravitaillement aura toujours besoin de tout le reste de l’installation, mais il s’agira de composants minuscules, non à l’échelle, bon marché pour les composants volumineux. Les relier tous ensemble nécessite tous les électriciens, plombiers, ingénieurs chimistes, soudeurs, etc., mais ce seront de minuscules connexions et soudures.

La deuxième raison est que les centrales paieront l’électricité à des tarifs de l’ordre des tarifs industriels. La moyenne américaine est actuellement de 0.11 $ par kWh et, avec le reste de l'usine, il faut environ 55 kWh pour fabriquer un seul kilogramme d'hydrogène à partir de l'eau. L’électricité seule coûtera 5,50 $, soit 4 $ de plus que le coût utilisé par l’étude NREL. Et les tarifs industriels de la Californie étaient en moyenne de 0.17 $ sur 2022. Cela représente 9.35 $ rien que pour l'électricité nécessaire à la fabrication sur place.

Troisièmement, une installation industrielle dispose d’une maintenance préventive rigoureuse et d’un personnel sur place pour résoudre immédiatement les problèmes afin de maintenir la production. Les stations de ravitaillement en hydrogène ne disposeront pas de cela car le coût du maintien d’une main-d’œuvre très coûteuse sera prohibitif. Soit ils seront hors service beaucoup plus souvent, soit ils paieront pour que le personnel de réparation se tourne les pouces et ait des composants coûteux en attente sur place.

Le NREL aurait-il pu examiner des données réelles et faire un meilleur choix quant au coût de la fabrication sur site de l’hydrogène ? Oui, ils auraient pu consulter les données des bus à hydrogène californiens.

Cela représente une moyenne de 12.60 $ rien que pour l'électricité et quelques petits détails. Il n'inclut clairement pas le coût d'entretien de l'installation de ravitaillement, qui a été hors service en raison de problèmes d'électrolyseur et d'autres problèmes de l'usine pendant 14 % de l'année. Comme indiqué pour les stations de ravitaillement pour véhicules légers, le coût moyen d’entretien s’est avéré supérieur à 9 $ le kilogramme.

Comme indiqué également, les coûts de maintenance pour le pompage de l’hydrogène, ou quoi que ce soit d’autre, évoluent de manière linéaire. Les compresseurs, les pompes et les joints s'épuisent plus rapidement avec une utilisation accrue. Comme le montrent les données des installations de pompage de véhicules lourds ci-dessus, elles ne se limitent pas du tout aux véhicules légers. 700 atmosphères de pression dans les réservoirs doivent dépasser 800 atmosphères de compression pour remplir les réservoirs des véhicules. C'est une pression qui équivaut à plus de huit kilomètres sous la surface de l'océan. Il n'est pas trivial de construire quelque chose avec les tolérances nécessaires pour y parvenir et les compresseurs à ce niveau tombent en panne beaucoup plus souvent que les compresseurs pour réfrigérateurs.

Et non, passer à l’hydrogène liquide ne permettra pas d’économiser de l’argent. Il comporte simplement différentes dépenses importantes et inévitables, notamment le fait qu'il nécessite un tiers de l'énergie grise sous forme d'électricité pour faire fonctionner un équipement cryogénique très sophistiqué afin de le faire descendre à 20° au-dessus du zéro absolu. L’échange d’un ensemble de coûts et de compromis techniques contre un ensemble différent n’aboutira pas à un hydrogène bon marché.

Ce coût de l'électricité n'inclut aucun des coûts en capital de l'électrolyseur, du coût du capital, des coûts de maintenance ou des bénéfices. Le coût réel de l’hydrogène est sans aucun doute supérieur à 20 dollars le kilogramme. Même si la consommation d'hydrogène par jour représente un ordre de grandeur inférieur à la limite la plus basse de la nouvelle étude NREL, les coûts de l'électricité resteront élevés.

L'étude du NREL ajoute au moins des coûts d'investissement au coût par kilogramme, pour autant que je sache. Les diagrammes du LCOH montrent clairement que pour les scénarios de production sur site, ils ont ajouté 1.1 à 4 dollars au coût d'un kilogramme d'hydrogène par rapport au coût de la station, mais nulle part dans le rapport ils ne précisent ce qui entre dans ce coût. . Il n'y a aucune clarté sur les électrolyseurs, l'équilibre de l'usine ou quoi que ce soit d'autre du côté de la production.

Vraisemblablement, il s’agissait de permettre à quelqu’un d’installer une usine de reformage à la vapeur dans une station de ravitaillement en hydrogène, une solution profondément arriérée, permettant l’agnosticisme technologique que vise le rapport en matière de fabrication d’hydrogène. Est-ce que cela résiste au moindre examen ? Non.

Le coût du gaz naturel pour les clients industriels en Californie est actuellement de 12.52 $. L’hydrogène représente un quart de la masse du méthane, qui représente généralement 92 % de la masse du gaz naturel. D’autres défis en matière d’efficacité font qu’un ratio d’un kilogramme d’hydrogène pour cinq kilogrammes de gaz naturel est tout à fait correct. À ce rythme, le seul apport de gaz naturel pour le reformage à la vapeur coûterait 2.61 dollars, soit plus d'un dollar de plus que le coût de fabrication de l'hydrogène estimé dans le rapport. Et c'est pour l'hydrogène gris.

Compte tenu de la petite échelle de l’installation et de la nécessité de se concentrer sur le captage du carbone et de faire quelque chose avec le dioxyde de carbone par la suite, les coûts sont probablement le triple.

Le coût de l’hydrogène de 1.50 $ indiqué dans le rapport n’est défendable que si l’hypothèse est que l’hydrogène gris est fabriqué dans des installations industrielles dans des endroits où le gaz naturel est moins cher qu’en Californie, ce qui est exactement à l’opposé de la décarbonisation du transport routier avec de l’hydrogène. L'hypothèse du rapport est que l'hydrogène est fabriqué dans un rayon de 62 miles des stations de ravitaillement, donc il faudra payer les tarifs industriels locaux pour le gaz naturel si tel est le plan.

Ce rapport présente également la question comme hydrogène contre hydrogène, par opposition à hydrogène contre électrification. C'est le mémoire de l'équipe, et c'est le même mémoire que l'un des chercheurs avait en 2020 lorsqu'ils ont publié Coût de livraison et de distribution d’hydrogèneL'extrémité supérieure de cette étude représentait la moitié du volume d'hydrogène et l'extrémité inférieure de cette étude, et les résultats sont à peu près les mêmes que ceux du scénario de volume le plus bas, mais excluent totalement les coûts de fabrication de l'hydrogène.

En d’autres termes, une étude menée par la même organisation il y a quatre ans a révélé que la simple livraison d’hydrogène était aussi coûteuse que la pile complète dans cette évaluation des coûts. Peut-être n'ont-ils pas utilisé les mêmes modèles ? Non. Le modèle est le même, juste une version différente, le modèle d'analyse de scénario de livraison d'hydrogène (HDSAM), 3.1 vs 4.5.

Malgré quatre années supplémentaires de preuves selon lesquelles la livraison et la distribution d'hydrogène coûtent plus cher que prévu et de nombreuses preuves démontrant que la production d'hydrogène coûte bien plus de 1.50 $, ce nouveau rapport du NREL prend en réalité en compte les coûts de fabrication, de livraison et de distribution de bout en bout. vers le bas.

C'est comme valider la réalité empirique de l'hydrogène comme source d'énergie ou même reconnaître que ce n'est plus une exigence du NREL. C'est comme si des décennies d'expérience avec plusieurs niveaux de stations de ravitaillement en hydrogène et de livraison d'hydrogène allaient être bouleversées d'ici 2030. C'est inquiétant.

Bien entendu, personne dans la chaîne de valeur dans les scénarios de ce rapport ne réalise de profit, ni même n’applique de majoration pour couvrir ses coûts. Le rapport l'indique clairement, mais comme tout le monde va regarder les graphiques principaux, comparer les coûts au prix de détail du diesel et pousser de grands soupirs de soulagement, ce n'est tout simplement pas un bon choix non plus.

Mais ils excluent également explicitement toutes les subventions possibles pour réduire les coûts disponibles pour les carburants à faible teneur en carbone :

• Crédit pour les biens de ravitaillement de véhicules à carburant alternatif (30C) pour les biens admissibles pour le ravitaillement de véhicules à carburant de remplacement
• Crédit pour la production d'hydrogène propre (45V)
• Crédit de projet énergétique avancé qualifié (48C)
• Crédit pour véhicules commerciaux propres qualifiés (45W)

Est-ce pertinent ? En réalité non, mais en perception oui. L’installation industrielle centralisée de fabrication d’électrolyse de l’hydrogène a au moins le potentiel de conclure des accords d’achat d’électricité qui répondent aux exigences de 45 V en matière de localité, de temporalité et d’additionalité de la production d’électricité à faible émission de carbone. Cela pourrait ramener le coût par kilogramme entre 2 et 3 dollars après la subvention. Comme je l'ai indiqué dans mon évaluation du rapport erroné de l'ICCT, les stations de ravitaillement locales ne seront pas en mesure d'y parvenir. Et l’hydrogène bleu ne sera pas éligible au 45 V et n’obtiendra que des crédits de captage de carbone bien inférieurs.

En d’autres termes, tout hydrogène légèrement décarboné dans les stations de ravitaillement, quelle que soit la voie, la suppression des subventions et l’ajout d’hypothèses raisonnables sur les majorations des coûts et des bénéfices conduisent à un hydrogène bien supérieur à 1.50 $. Ce choix n’est tout simplement pas défendable en 2024, même pour les installations centralisées. Dans les petites installations des stations-service, c'est doublement indéfendable.

Pourtant, ce rapport et surtout ses graphiques vont laisser à beaucoup de gens la fausse impression que l’hydrogène dans les stations-service sera très bon marché. S'ils remarquent le montant de 1.50 $ et sont dérangés, ils verront tous les rabais et penseront qu'ils seront applicables et que tout ira bien.

Il est clair que le NREL devrait réévaluer son modèle HDSAM. Cela produit des résultats qui ne correspondent pas à la réalité empirique, et les chercheurs ne semblent pas vouloir ou incapables de lever la main et de le dire. Le respect du modèle est quelque chose que j'ai souligné dans mon Évaluation de risque climatique de l'Institut PIK Potsdam pour la recherche sur l'impact climatique concernant ses modèles LIME-EU et REMIND, qui intègrent tous deux des coûts d'hydrogène très faibles, ce que les chercheurs d'un rapport majeur ont clairement manqué. Les chercheurs du NREL devraient lire celui de Thompson Évadez-vous du pays modèle et avoir le courage de faire preuve de jugement professionnel.

Le rapport du NREL rend un mauvais service à la discussion sur le coût réel de l’hydrogène pour le transport routier par rapport aux alternatives. Comme beaucoup d’autres rapports, il réduit artificiellement les coûts de l’hydrogène. Pourquoi? C'est difficile à dire. Peut-être parce que la réalité des coûts n'est manifestement pas économiquement viable et qu'ils ne veulent vraiment pas être ceux qui se lèvent et sont pris en compte.

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• La source: https://cleantechnica.com/2024/03/06/nrels-cost-study-on-hydrogen-for-heavy-vehicles-fuel-does-not-withstand-scrutiny/