Production de l'hydrogène par électrolyse de l’eau > Projets en cours (2004)

Station à hydrogène à Berlin

L’électrolyseur utilisé est de technologie alcaline. La pression en sortie d’électrolyseur est de 13 bar. L’hydrogène est stocké en bouteille sous une pression de 250 bar. Le gaz est comprimé en deux étapes par compression isenthalpique (compression de 13 bar à 130 bar puis de 130 bar à 250 bar). Le débit en sortie d’électrolyseur est de 1 Nm³ H₂/h. Le coût d’installation de cette station est de 100 000€.

Station de l’aéroport de Munich

But : développer un électrolyseur à technologie alcaline de petite taille sous pression (30 bar) dans une gamme de puissance du MW. Un brevet a été déposé. L’électrolyseur devra présenter les caractéristiques suivantes :

• rendement élevé (non spécifié) ;
• prix inférieur à 500€/kW installé ;
• charge variable : 10 à 120 % de la charge nominale ;
• intégration de toutes les parties fonctionnelles dans un même module sous pression (Pressure Module Electrolyser : PME) ;
• séparation des boucles anolyte et catholyte.

Projet Euro-Québec Hydro-Hydrogen Pilot Project (EQHHPP), débuté en 1989

L’idée originelle de ce projet était de valoriser le potentiel hydraulique québécois inexploité se situant loin des zones de forte consommation énergétique. La production d’hydrogène électrolytique à grande échelle à partir d’électricité hydraulique a été envisagée. Le rendement global de la chaîne de production (100 MWe) a été évalué à 51% (74% pour la partie dédiée à l’électrolyse). L’hydrogène produit par électrolyse est ensuite liquéfié (soit une consommation électrique d’environ 30 MWe) pour être transporté par voie maritime (chaque bateau ayant une capacité de 3000 m³ de stockage) jusqu’à Hambourg en Allemagne.

Le programme WE-NET

Le programme WE-NET (World Energy – NETwork) a débuté en 1993 et doit s’étendre jusqu’en 2020. Il a pour but de développer une filière de production à grande échelle d’hydrogène au niveau international.

Une des nombreuses tâches de ce projet a pour objectif de développer des stations à hydrogène. Les deux sources de production choisies pour l’hydrogène sont le gaz naturel (pour reformage) et l’électricité provenant du réseau basse tension (pour électrolyse). Dans les deux types de stations, l’hydrogène est stocké dans des hydrures métalliques. La filière au gaz naturel utilise un procédé de reformage alors que l’autre filière utilise un électrolyseur PEM dont les objectifs de rendements sont fixés à 90%. La figure ci-dessous donne une vision schématique des deux types de stations qui étaient en projet.

Production décentralisée d’hydrogène et géothermie

L’utilisation de la géothermie pour l’électrolyse à haute température semblerait prometteuse comme l’a démontré une étude de faisabilité allemande effectuée en 1992. La source d’énergie géothermique est utilisée pour chauffer l’eau à environ 200°C. Cette vapeur est ensuite chauffée jusqu’à 900°C pour être utilisée par l’électrolyseur à haute température. L’énergie nécessaire au réchauffement de la vapeur d’eau de 200 à 900°C étant récupérée par les calories perdues lors du fonctionnement de l’électrolyseur. Cette solution technique permettrait de passer d’une consommation spécifique pour l’électrolyseur de 3,2 kWh/Nm³ d’hydrogène (électrolyseur HOT ELLY) contre 4,6 kWh/Nm³ normalement. Le coût de l’électricité géothermique étant de 8 à 10 % celui de l’électricité conventionnelle, des gains de coût de production d’environ 20 % peuvent être atteints.

⇒ Revenir au sommaire du chapitre sur l'hygrogène électrolytique comme moyen de stockage d'électricité pour systèmes photovoltaïques isolés

⇒ Les 14 cibles HQE