Électrolyse alcaline

L'électrolyse alcaline est un procédé d'électrolyse dans lequel l'énergie électrique décompose l'eau en hydrogène et en oxygène. Elle se caractérise par un électrolyte alcalin liquide, le plus souvent une solution aqueuse d'hydroxyde de potassium. L'hydrogène se forme à la cathode, l'oxygène à l'anode. Un diaphragme poreux sépare les compartiments des électrodes et limite le mélange des gaz produits, tout en permettant le transport des ions. Les abréviations courantes sont AEL et AWE.

Ce procédé fait partie des technologies d'électrolyse établies à l'échelle industrielle. Ses points forts sont une longue expérience d'exploitation et la possibilité d'utiliser des matériaux d'électrode à base de nickel, relativement bon marché. Il n'en découle toutefois ni une position de leader global en matière de coûts, ni une limitation à un fonctionnement continu et régulier : la conception, les équipements périphériques de l'installation et le profil d'utilisation sont déterminants.

Fonctionnement et structure

Dans le circuit électrique extérieur, ce sont des électrons qui se déplacent ; dans la solution alcaline, ce sont des ions qui assurent le transport de charge. À la cathode, l'eau forme de l'hydrogène et des ions hydroxyde par captation d'électrons. Ces ions migrent vers l'anode, où se forment de l'oxygène et de l'eau. La solution alcaline sert de milieu conducteur et n'est pas consommée dans la réaction globale. Les températures de fonctionnement typiques se situent approximativement entre 60 et 90 °C.

Cathode : 2 H₂O + 2 e⁻ → H₂ + 2 OH⁻.
Anode : 2 OH⁻ → ½ O₂ + H₂O + 2 e⁻. Au total : H₂O → H₂ + ½ O₂.

De nombreuses cellules forment un empilement de cellules, le stack. L'installation complète comprend en outre, par exemple, un redresseur, un traitement de l'eau, un circuit d'électrolyte, un refroidissement, une séparation des gaz et une purification des gaz. Une compression peut s'y ajouter. La pression du produit et sa pureté sont donc des caractéristiques du système concret, et non de la seule cellule électrochimique.

Pour un client industriel, l'interface est décisive : il a besoin d'une certaine quantité d'hydrogène, d'une pureté et d'une pression convenues. Un stack bon marché ne remplit pas à lui seul cette mission de livraison. Lorsqu'on compare des offres, elles doivent reposer sur les mêmes conditions de livraison et sur le même périmètre d'installations annexes.

Puissance, quantité produite et besoin en électricité

La puissance électrique nominale s'exprime en kilowatts ou en mégawatts. Elle décrit une puissance absorbée, et non une quantité d'hydrogène ni une consommation annuelle d'électricité. Pour le débit de production, des unités telles que le kilogramme par heure conviennent ; pour la production annuelle, la tonne par an. Pour les normo-mètres cubes, la température de référence et la pression de référence doivent être indiquées afin que les quantités soient comparables.

La consommation spécifique d'électricité indique combien de kilowattheures sont nécessaires pour un kilogramme d'hydrogène. À titre d'ordre de grandeur grossier pour de nombreuses installations basse température, environ 50 à 60 kWh/kg sont plausibles, mais il ne s'agit pas d'une plage de valeurs universelle ni garantie. Le ministère américain de l'Énergie indique par exemple, pour la technique alcaline traditionnelle, comme état 2022, 51 kWh/kg au niveau du stack et 55 kWh/kg pour le système. Les objectifs de développement mentionnés à côté ne doivent pas être lus comme des valeurs de marché déjà atteintes.

Un exemple de calcul transparent : si une installation absorbe 100 MW, équipements auxiliaires considérés inclus, et qu'elle nécessite 55 kWh/kg, elle produit théoriquement environ 1 820 kg d'hydrogène par heure. Avec 4 000 heures de pleine charge, cela donne 400 GWh de consommation d'électricité et environ 7 270 tonnes d'hydrogène par an. Les heures de pleine charge sont ici une grandeur de calcul du taux d'utilisation ; elles ne doivent pas nécessairement coïncider avec les heures de fonctionnement réelles.

De tels calculs ne valent que si la consommation est supposée inchangée. Dans une comparaison de projets, il convient donc de se demander : mesure-t-on le courant alternatif au point de raccordement de l'installation ou le courant continu au stack ? Le séchage, le refroidissement et la compression sont-ils inclus ? L'indication se rapporte-t-elle à l'état neuf, à un point de charge donné ou à une moyenne annuelle ? Sans ces précisions, une consommation apparemment meilleure peut simplement traduire une frontière de bilan plus étroite.

Les indications de rendement requièrent elles aussi une référence énergétique. L'hydrogène a un pouvoir calorifique inférieur d'environ 33,3 kWh/kg et un pouvoir calorifique supérieur d'environ 39,4 kWh/kg. Pour un besoin en électricité supposé de 55 kWh/kg, on obtient par le calcul environ 61 % et 72 % respectivement. Les deux indications peuvent décrire la même installation. La différence provient du traitement de la chaleur de condensation de l'eau formée lors de la combustion, et non d'une meilleure technique.

Distinction par rapport à d'autres procédés

L'électrolyse PEM utilise une membrane polymère conductrice de protons à la place de l'électrolyte alcalin liquide. L'électrolyse AEM, en revanche, utilise une membrane polymère conductrice d'ions hydroxyde. L'électrolyse à oxyde solide fonctionne avec des électrolytes céramiques et de la vapeur d'eau chaude ; la chaleur apportée peut réduire son besoin en énergie électrique. Une comparaison portant uniquement sur la consommation d'électricité serait ici incomplète sans prise en compte de la fourniture de chaleur.

La PEM offre souvent des densités de courant élevées, mais nécessite habituellement, entre autres, de l'iridium et du platine. Dans la technique alcaline, les solutions à base de nickel sont répandues. Cela permet d'expliquer des différences de matériaux, mais non d'en déduire des affirmations générales sur le coût d'investissement, la durée de vie ou la vitesse de régulation.

Pour une décision d'achat, des données d'exploitation garanties sont donc plus utiles qu'un classement général des technologies. Elles comprennent les courbes de consommation, la plage de charge admissible, les conditions de démarrage, l'étendue de la maintenance et la qualité du produit. Une technologie peut être avantageuse en cas de soutirage régulier, une autre en cas d'interruptions fréquentes de fonctionnement ; c'est le concept d'installation dans son ensemble qui est déterminant.

Exploitation flexible et rôle dans le système électrique

L'électrolyse alcaline peut contribuer à la flexibilité lorsqu'elle modifie sa consommation d'électricité. Il convient alors de distinguer les variations rapides de puissance d'une installation chaude du démarrage à partir de l'état froid. La plage de charge, le passage de gaz à travers le séparateur, la pureté des gaz et l'état thermique limitent l'exploitation. Les cycles marche-arrêt et le mode de fonctionnement dynamique doivent également être pris en compte dans les évaluations de durée de vie.

Un profil de charge pourrait par exemple prévoir d'augmenter la production pendant les heures de forte injection d'énergies renouvelables et de la réduire en cas de charge résiduelle élevée. Il n'en résulte toutefois pas automatiquement un avantage pour le réseau local. Un prix de bourse bas n'indique pas de manière fiable s'il existe une capacité de transport disponible au point de raccordement concerné. L'électricité excédentaire n'est ni disponible partout en même temps, ni une source d'approvisionnement garantie de façon illimitée.

Pour l'examen d'un projet, il faut donc considérer ensemble le site, le raccordement au réseau, les contrats d'électricité et le programme de fonctionnement. Si l'installation doit proposer des services système, il convient en outre de vérifier les justificatifs techniques et les conditions de marché correspondants. La simple capacité à modifier la puissance absorbée ne fonde ni une admission au marché, ni une recette supplémentaire assurée.

Sur le plan économique, un conflit d'objectifs apparaît entre des heures d'approvisionnement avantageuses et un taux d'utilisation élevé. À coûts fixes annuels inchangés, une production réduite de moitié répartit ces coûts sur deux fois moins de kilogrammes ; la part des coûts fixes par kilogramme double. À l'inverse, dans l'exemple à 55 kWh/kg, une baisse du prix de l'électricité de 10 euros/MWh fait économiser exactement 0,55 euro par kilogramme. Ce sont des relations de calcul, et non des prévisions du prix de l'hydrogène.

Eau, sécurité et intégration industrielle

De l'équation de réaction découle un besoin stœchiométrique d'environ neuf kilogrammes d'eau par kilogramme d'hydrogène, soit approximativement neuf litres. Il se forme simultanément environ huit kilogrammes d'oxygène. Ce bilan massique ne décrit que la transformation chimique, et non l'ensemble des prélèvements d'eau d'un site.

Il faut en outre tenir compte des pertes de traitement et, le cas échéant, de l'eau de refroidissement. Le besoin en eau brute dépend de la qualité de l'eau et du traitement ; le besoin en eau de refroidissement dépend fortement du système de refroidissement. La distinction entre prélèvement d'eau et consommation effective d'eau est particulièrement importante : une eau de refroidissement en circuit ouvert restituée doit être évaluée autrement qu'une eau évaporée. La disponibilité locale, l'évacuation des eaux usées et les conflits d'usage restent donc des questions de site à part entière.

Un examen de projet pertinent couvre en outre la manipulation de la solution alcaline corrosive, les fuites de gaz possibles, la surveillance de la séparation des gaz et la conduite sûre de l'exploitation. Les mesures de protection et autorisations concrètes nécessaires ne peuvent pas se déduire du seul terme AEL. Sont déterminants, entre autres, le site, la pression, la taille de l'installation et les quantités de substances présentes.

La chaîne d'approvisionnement doit elle aussi être bouclée. Le soutirage d'hydrogène, la purification, la compression, le transport et, le cas échéant, le stockage font partie du concept. Si un procédé industriel doit être alimenté en continu alors que l'électrolyseur ne fonctionne que par intermittence, il faut clarifier comment le décalage dans le temps est comblé. L'hydrogène produit ouvre une option de stockage ; l'électrolyseur lui-même n'est pas encore un système de stockage complet.

Hydrogène renouvelable et classification juridique

AEL désigne la technique de production, et non automatiquement de l'hydrogène vert. Pour la prise en compte dans l'UE en tant que carburant renouvelable d'origine non biologique, en abrégé RFNBO, le règlement (UE) 2023/1184 régit l'attribution de l'électricité de manière technologiquement neutre. Dans le cas usuel d'un approvisionnement contractuel en électricité du réseau, l'additionnalité ainsi que la corrélation temporelle et géographique sont pertinentes ; d'autres voies de justification et des exceptions existent.

Selon l'état de la réglementation examiné le 11 novembre 2026, une attribution mensuelle suffit en principe, pour les voies de justification concernées, jusqu'à fin 2029, puis une attribution horaire s'applique ; les États membres peuvent anticiper cette dernière à partir de juillet 2027. Pour les installations RFNBO mises en service avant le 1er janvier 2028, certaines exigences d'additionnalité ne s'appliquent pas jusqu'au 1er janvier 2038, à l'exception d'extensions de capacité ultérieures. Les garanties d'origine seules ne remplacent pas cet examen. Ces règles RFNBO ne constituent pas une obligation générale d'exploitation pour chaque électrolyseur et ne répondent pas à l'ensemble des questions de certification ou d'autorisation.

Le projet dans son ensemble reste déterminant

L'électrolyse alcaline n'est ni automatiquement la source d'hydrogène la moins chère, ni automatiquement favorable au réseau ou au climat. Pour une évaluation solide, l'origine de l'électricité, la consommation et la frontière de bilan, le taux d'utilisation, le site, l'approvisionnement en eau et un soutirage fiable doivent concorder. Ce n'est que cet examen conjoint qui montre si la technologie éprouvée peut faire valoir ses avantages dans l'usage concret.

Sources

Hydrogen Production: Electrolysis — U.S. Department of Energy; unbekannt. Abschnitte „How Do Electrolyzers Work?“, „Alkaline and Anion Exchange Membrane Electrolyzers“ und „Solid Oxide Electrolyzers“
Green Hydrogen Cost Reduction: Scaling up Electrolysers to Meet the 1.5°C Climate Goal — International Renewable Energy Agency; 2020-12. Abschnitte 2.5 und 2.6 sowie 3.1 bis 3.3; Tabelle 6, insbesondere Seiten 65–67
Technical Targets for Liquid Alkaline Electrolysis — U.S. Department of Energy; unbekannt. Tabelle „Technical Targets for Liquid Alkaline Electrolyzer Stacks and Systems“, Status 2022 und Fußnoten a–h
WHy: Wasser für die grüne Wasserstoffwirtschaft — Fraunhofer UMSICHT; unbekannt. Abschnitte „Wasserbedarf entlang der Produktionskette“ und „Was macht einen geeigneten Wasserstoffstandort aus?“
Delegierte Verordnung (EU) 2023/1184, konsolidierte Fassung vom 10. Juni 2024 — Europäische Kommission / EUR-Lex; 2024-06-10. Artikel 1, 3–9 und 11; EUR-Lex führt den 10. Juni 2024 als aktuelle konsolidierte Fassung

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