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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Électrolyse

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L'électrolyse est un procédé dans lequel l'énergie électrique force une réaction chimique qui ne se produirait pas spontanément, ou pas dans ce sens. Dans le système énergétique, il s'agit presque toujours de l'électrolyse de l'eau. Le courant y décompose l'eau en hydrogène et en oxygène. L'installation correspondante s'appelle un électrolyseur. L'hydrogène produit n'est ensuite plus de l'électricité, mais un vecteur d'énergie chimique et une matière première. On peut le stocker, le transporter, l'utiliser directement dans des procédés industriels ou le transformer en ammoniac, en méthanol ou en carburants synthétiques.

Aperçu des technologies

Trois procédés dominent le débat. L'électrolyse alcaline (AEL) est éprouvée depuis des décennies et utilise une lessive alcaline comme électrolyte. L'électrolyse PEM utilise une membrane conductrice de protons. Elle réagit rapidement aux variations de charge, mais requiert des métaux précieux tels que l'iridium et le platine. Ces deux procédés fonctionnent à basse température. L'électrolyse à haute température (SOEC), en revanche, décompose de la vapeur d'eau à plusieurs centaines de degrés. Elle consomme moins d'électricité lorsqu'une partie de l'énergie est apportée sous forme de chaleur, par exemple sous forme de vapeur ou de chaleur fatale industrielle. L'AIE retient ici environ 40 kWh d'électricité et, en plus, environ 10 kWh de vapeur par kilogramme d'hydrogène.

Grandeurs caractéristiques : puissance, besoin en électricité, eau

La grandeur technique la plus importante d'un électrolyseur est sa puissance électrique de raccordement, en kilowatts, mégawatts ou gigawatts. Elle indique la quantité maximale d'électricité que l'installation peut absorber. La quantité d'hydrogène produite est généralement exprimée en kilogrammes ou en tonnes. Les installations basse température actuelles ont besoin au total d'environ 50 à 55 kWh d'électricité par kilogramme d'hydrogène, voire davantage dans des conditions défavorables. L'AIE retient 50 kWh/kg pour l'électrolyse basse température. Cela correspond à un rendement d'environ 67 %, rapporté au pouvoir calorifique inférieur. Pour 2025, l'AIE retient 63 % en moyenne mondiale. Cela correspond à un peu moins de 53 kWh/kg.

Un exemple de calcul montre l'ordre de grandeur. Un million de tonnes d'hydrogène par an nécessitent, à 50 kWh/kg, environ 50 térawattheures d'électricité. Si l'installation fonctionne environ 4 800 heures par an à pleine charge, il faut pour cela une puissance d'électrolyse d'environ 10 gigawatts. De telles valeurs sont plus parlantes qu'un simple pourcentage, car elles montrent quelles quantités d'électricité et quelle puissance se cachent derrière un objectif en matière d'hydrogène.

Pour la réaction elle-même, il faut, selon le calcul, un peu moins de neuf kilogrammes, soit environ neuf litres, d'eau pure par kilogramme d'hydrogène. À cela s'ajoutent les pertes lors du traitement de l'eau et, selon le concept de refroidissement, de l'eau de refroidissement supplémentaire. Dans les débats, le besoin en eau est souvent surestimé lorsque l'on y inclut l'eau de refroidissement et de process d'autres industries. Dans les régions pauvres en eau, il peut néanmoins devenir important, en particulier lorsque de grandes installations sont concentrées sur un même site. Le dessalement de l'eau de mer est une option à besoin énergétique relativement faible. Pour le dessalement et le transport sur 500 kilomètres, l'AIE indique environ 0,6 kWh par kilogramme d'hydrogène. L'oxygène produit comme sous-produit n'est souvent pas valorisé, mais peut avoir une valeur, par exemple dans les stations d'épuration ou les procédés industriels.

Distinction par rapport à la batterie, à la pile à combustible et au Power-to-X

L'électrolyse n'est pas du stockage d'électricité au sens strict. Elle est la première étape d'une filière dans laquelle l'électricité est convertie en énergie chimiquement liée. Une batterie restitue l'électricité stockée sous forme d'électricité avec de faibles pertes. Pour l'hydrogène, la reconversion en électricité exige en revanche une pile à combustible, une turbine à gaz ou un moteur à gaz. La pile à combustible fonctionne en sens inverse : à partir d'hydrogène et d'oxygène, elle produit de l'électricité, de la chaleur et de l'eau. Sur l'ensemble de la filière, de l'électricité à l'électricité en passant par l'hydrogène, il reste le plus souvent nettement moins de la moitié de l'énergie injectée. Selon la technique, ce n'est souvent qu'environ un tiers. La force de cette filière ne réside donc pas dans le stockage sur quelques heures. Elle réside dans la possibilité de stocker de grandes quantités d'énergie sur des semaines ou des saisons, par exemple dans des cavités salines, et dans le fait que l'hydrogène est nécessaire en tant que molécule dans l'industrie.

Power-to-Gas et Power-to-X ne désignent pas une installation isolée, mais des voies d'utilisation. Power-to-Gas désigne la conversion d'électricité en hydrogène ou en méthane produit à partir de celui-ci. Power-to-X englobe en outre les carburants liquides, l'ammoniac, le méthanol et d'autres produits. L'électrolyse est le plus souvent la première étape de ces chaînes. Chaque étape de synthèse supplémentaire entraîne des pertes additionnelles.

Rendement et pertes de conversion

Le rendement de l'électrolyse indique quelle part de l'énergie injectée est chimiquement liée dans l'hydrogène. Il est déterminant de savoir à quelle valeur on se réfère. Le pouvoir calorifique inférieur de l'hydrogène est d'environ 33,3 kWh/kg, le pouvoir calorifique supérieur d'environ 39,4 kWh/kg. Une consommation de 50 kWh/kg donne donc environ 67 % sur la base du pouvoir calorifique inférieur et un peu moins de 80 % sur la base du pouvoir calorifique supérieur. Rapportées au pouvoir calorifique inférieur, les valeurs typiques des systèmes se situent aujourd'hui grosso modo entre 60 et 70 %. Pour 2030, l'AIE n'attend que de faibles améliorations. En outre, les consommations auxiliaires, l'épuration des gaz, la compression et une éventuelle valorisation de la chaleur fatale modifient le bilan. Quiconque compare des projets doit donc toujours vérifier la grandeur de référence et les limites du bilan.

Les pertes rendent l'hydrogène coûteux là où l'électricité pourrait aussi être utilisée directement. Les pompes à chaleur, les moteurs électriques ou les fours à arc électrique utilisent généralement l'électricité de manière nettement plus efficace. Le rendement seul n'est toutefois pas un critère d'exclusion. L'hydrogène est pertinent là où une application est difficilement électrifiable, là où il est nécessaire comme matière première chimique ou là où l'énergie doit être stockée longtemps. Pour le système électrique aussi, le moment, le site et l'usage comptent, pas seulement le rendement.

Mode de fonctionnement, taux d'utilisation et prix de l'électricité

La rentabilité d'un électrolyseur dépend fortement de ses heures de pleine charge. Avec un taux d'utilisation élevé, les coûts d'investissement se répartissent sur de nombreux kilogrammes d'hydrogène. En contrepartie, l'installation a besoin pendant de nombreuses heures d'une électricité bon marché et, si possible, renouvelable. Une installation qui ne fonctionne que pendant quelques heures avec une électricité très bon marché économise des coûts d'électricité, mais utilise mal son capital. Ce conflit d'objectifs est façonné par les prix de l'électricité, les redevances de réseau, les règles de soutien, les contrats d'achat et la flexibilité technique de l'installation. De nombreux clients industriels ont en outre besoin d'un approvisionnement régulier. Des stockages ou un réseau de compensation sont alors nécessaires.

Techniquement, les électrolyseurs peuvent adapter leur charge dans certaines limites. Cela vaut en particulier pour les installations PEM. Cette flexibilité n'a toutefois de valeur que si les règles de marché et les gestionnaires de réseau la sollicitent ou la rémunèrent. La charge résiduelle est ici importante. Lorsque l'électrolyse fonctionne pendant des heures de charge résiduelle faible ou négative, elle peut réduire l'écrêtement de l'électricité éolienne et solaire. Lorsqu'elle fonctionne pendant des heures de charge résiduelle élevée, elle accroît le besoin en puissance de centrales ou en importations. L'effet de l'électrolyse sur le système dépend donc de son profil de charge.

Le caractère vert n'est pas une propriété de l'installation seule

Un électrolyseur ne produit pas automatiquement de l'hydrogène vert. L'impact climatique dépend de l'électricité utilisée. Si l'installation est alimentée par de l'électricité issue d'un mix électrique à dominante fossile, l'hydrogène peut avoir des émissions plus élevées que l'hydrogène gris issu du gaz naturel. Les règles relatives à l'additionnalité, ainsi qu'à la corrélation temporelle et géographique, doivent donc empêcher que les électrolyseurs détournent de l'électricité renouvelable existante d'autres usages.

Dans l'UE, le règlement délégué (UE) 2023/1184 détermine quand l'électricité issue du réseau est considérée comme entièrement renouvelable pour les carburants renouvelables d'origine non biologique (RFNBO). Le règlement (UE) 2024/1408 l'a étendu à tous les secteurs. À la date de novembre 2026, les règles essentielles suivantes s'appliquent :

  • Additionnalité : les installations qui fournissent l'électricité renouvelable ne doivent en principe pas avoir été mises en service plus de 36 mois avant l'électrolyseur. Pour les électrolyseurs mis en service avant le 1er janvier 2028, cette exigence ne s'applique qu'à partir du 1er janvier 2038.

  • Corrélation temporelle : jusqu'à fin 2029, il suffit que l'hydrogène et l'électricité renouvelable soient produits au cours du même mois civil. À partir du 1er janvier 2030, l'exigence n'est considérée comme remplie que au sein de la même heure.

  • Exceptions : la corrélation temporelle est notamment considérée comme remplie pendant les heures où le prix day-ahead dans la zone de dépôt des offres est au plus de 20 euros par mégawattheure. Elle est également considérée comme remplie lorsque le prix est inférieur à 0,36 fois le prix du quota de CO2. D'autres exceptions existent pour les zones de dépôt des offres dont la part d'énergies renouvelables dépasse 90 % ou dont l'intensité d'émissions de l'électricité est très faible.

Ces règles sont actuellement en cours de réexamen. La Commission européenne a annoncé en 2026 un réexamen ciblé. Des États membres et des associations sectorielles demandent de prolonger les délais transitoires. En septembre 2026, ce réexamen n'était, selon des associations, pas encore achevé. Quiconque planifie des projets devrait donc vérifier l'état applicable à chaque moment. En dehors de l'UE, d'autres règles s'appliquent, par exemple aux États-Unis ou dans des programmes de soutien nationaux.

Site, infrastructure et rôle dans le système énergétique

Sur le site d'un électrolyseur se rejoignent plusieurs infrastructures : réseau électrique, alimentation en eau, transport d'hydrogène, clients et stockages. Un site proche de grands parcs éoliens ou solaires peut réduire les congestions du réseau. Un site proche de l'industrie économise des trajets de transport. Les ports peuvent relier des chaînes d'importation à des clusters industriels. Aucune de ces logiques de localisation n'est fondamentalement supérieure. Pour le stockage saisonnier, ce sont surtout de grands stockages souterrains qui comptent, et non de petits réservoirs sous pression sur des installations isolées.

L'utilité de l'électrolyse est la plus grande là où l'hydrogène est nécessaire en tant que matière ou doit remplacer des molécules fossiles. Cela inclut la production d'ammoniac et de méthanol, les raffineries, la réduction directe du minerai de fer dans la sidérurgie et certains procédés à haute température. Dans ces cas, l'hydrogène d'électrolyse est surtout en concurrence avec l'hydrogène gris issu du gaz naturel, et non avec l'électrification directe. Pour le système électrique, l'électrolyse peut soutenir le développement des énergies renouvelables, mais aussi créer de nouvelles pointes de charge. Comme sa production exige beaucoup d'électricité, de capital et d'infrastructures, l'hydrogène issu de l'électrolyse devrait rester rare et coûteux pendant encore longtemps. Un ordre de priorité est donc judicieux : il convient de l'utiliser d'abord là où l'électrification directe ne suffit pas sur le plan technique ou matière.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:44

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