Reformage à la vapeur · Glossaire

Le reformage à la vapeur est un procédé industriel qui permet d'obtenir de l'hydrogène à partir de gaz naturel ou d'autres matières premières contenant des hydrocarbures. Le plus souvent, on utilise du méthane, principal constituant du gaz naturel. En principe, on peut aussi reformer du biogaz, du propane, de l'éthanol ou de l'essence. Dans le monde anglophone, le procédé s'appelle Steam Methane Reforming (SMR). C'est la principale voie de production de l'hydrogène. Aux États-Unis, selon le département américain de l'Énergie, environ 95 % de l'hydrogène est produit par reformage du gaz naturel dans de grandes installations centralisées.

Fonctionnement du procédé

Dans le reformeur, le méthane réagit sur un catalyseur avec de la vapeur d'eau chaude. Il se forme du monoxyde de carbone et de l'hydrogène : CH₄ + H₂O → CO + 3 H₂. Cette réaction est fortement endothermique ; elle nécessite donc un apport de chaleur constant. Les températures typiques sont d'environ 700 à 1 000 degrés Celsius et les pressions d'environ 3 à 25 bar. Le catalyseur est généralement du nickel sur un support céramique. La réaction se déroule dans de nombreux tubes remplis de catalyseur. Ces tubes sont suspendus dans un four et chauffés de l'extérieur par des brûleurs.

Vient ensuite la réaction de conversion du gaz à l'eau. Le monoxyde de carbone réagit alors avec de la vapeur d'eau supplémentaire pour former du dioxyde de carbone et de l'hydrogène en plus : CO + H₂O → CO₂ + H₂. Cette réaction ne dégage que peu de chaleur. Enfin, l'hydrogène est le plus souvent purifié par adsorption modulée en pression. Le CO₂, le méthane résiduel, le monoxyde de carbone et d'autres composants d'accompagnement sont ainsi séparés, de sorte qu'il reste de l'hydrogène presque pur. Le gaz résiduel séparé reste combustible et est en général brûlé avec le reste dans le four du reformeur.

Globalement, on peut simplifier ainsi : CH₄ + 2 H₂O → CO₂ + 4 H₂. Une partie de l'hydrogène provient donc de l'eau. L'équation montre aussi une limite physique inférieure : rien que le carbone du méthane utilisé produit, par le calcul, environ 5,5 kilogrammes de CO₂ par kilogramme d'hydrogène. À cela s'ajoute le CO₂ issu de la combustion qui fournit la chaleur de procédé. Cette combustion fonctionne le plus souvent avec du gaz naturel et du gaz résiduel.

Distinction avec l'électrolyse

Le reformage à la vapeur est un procédé thermochimique et non un procédé électrique. Il se distingue en cela de l'électrolyse, qui décompose l'eau en hydrogène et en oxygène au moyen d'énergie électrique. Les coûts du reformage à la vapeur dépendent surtout du prix du gaz naturel, des coûts d'investissement, du prix du CO₂, de la chaîne d'approvisionnement en gaz et, le cas échéant, du captage du CO₂. Pour l'électrolyse, en revanche, comptent surtout le prix de l'électricité, le taux d'utilisation, le raccordement au réseau, la disponibilité de la production d'électricité renouvelable et les règles de prise en compte comme hydrogène vert.

Importance pour l'approvisionnement actuel en hydrogène

Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE), la demande mondiale d'hydrogène s'élevait en 2024 à près de 100 millions de tonnes. La quasi-totalité provenait de sources fossiles sans captage du CO₂, surtout du reformage à la vapeur du gaz naturel et de la gazéification du charbon. L'hydrogène produit à faibles émissions représentait moins de un pour cent. Cet hydrogène n'est jusqu'ici guère utilisé comme stockage d'énergie. Il sert surtout de matière première dans les raffineries, pour la fabrication d'ammoniac et de méthanol ainsi que dans d'autres procédés chimiques. Dans les débats, il convient donc de distinguer : s'agit-il de remplacer l'hydrogène fossile existant, ou d'un besoin supplémentaire pour de nouvelles applications comme l'acier, les transports ou le stockage d'électricité ? Selon la réponse, les volumes, les infrastructures et les effets sur le climat diffèrent.

Émissions : l'hydrogène gris

Lorsque le CO₂ produit n'est pas capté, on parle le plus souvent d'hydrogène gris. Les émissions apparaissent alors à trois niveaux : par le carbone contenu dans le gaz utilisé, par la combustion destinée à la chaleur de procédé et en amont de la chaîne, c'est-à-dire lors de l'extraction, du traitement, du transport et du stockage du gaz naturel. Là, ce sont surtout les fuites de méthane qui pèsent sur le climat. Les émissions directes des installations sont souvent indiquées à environ 9 kilogrammes de CO₂ par kilogramme d'hydrogène. Avec l'amont de la chaîne, on arrive, selon l'installation et la chaîne d'approvisionnement, à environ 10 à 12 kilogrammes d'équivalent CO₂. À titre de comparaison : l'UE retient pour l'hydrogène fossile une valeur de référence de 94 grammes d'équivalent CO₂ par mégajoule. Rapporté au pouvoir calorifique inférieur, cela correspond à environ 11,3 kilogrammes d'équivalent CO₂ par kilogramme d'hydrogène.

Hydrogène bleu et captage du CO₂

On désigne par hydrogène bleu l'hydrogène issu de matières premières fossiles dont une grande partie du CO₂ est captée et stockée durablement dans le sous-sol. Si le CO₂ est en revanche utilisé dans des produits dont il sera libéré plus tard, le bénéfice climatique est nettement plus faible. Dans le reformage à la vapeur, le captage du CO₂ est plus difficile que ne le laisse penser le terme de couleur. Le CO₂ présent dans le gaz de procédé après la réaction de conversion est sous pression et relativement concentré ; il peut donc être séparé à un coût comparativement faible. Le CO₂ issu de la combustion est en revanche fortement dilué dans les fumées et ne peut être capté qu'avec un effort nettement plus important. Si 90 % d'un flux partiel sont captés, cela ne signifie donc pas encore une forte réduction pour l'ensemble de l'installation. Pour le bilan climatique comptent en outre les pertes de méthane dans la chaîne gazière, les besoins en énergie du captage et la permanence du stockage.

Pour l'UE, il existe depuis peu une référence contraignante en la matière. Le règlement délégué (UE) 2025/2359 fixe la méthode de calcul de la réduction des émissions de gaz à effet de serre des combustibles à faible teneur en carbone. Il complète la directive (UE) 2024/1788 sur le marché intérieur du gaz, a été publié au Journal officiel le 21 novembre 2025 et est en vigueur depuis le 11 décembre 2025 selon EUR-Lex. Est considéré comme à faible teneur en carbone l'hydrogène issu de sources non renouvelables lorsqu'il génère sur son cycle de vie au moins 70 % de gaz à effet de serre en moins que la valeur de référence fossile de 94 g d'éq. CO₂/MJ. Le maximum admissible est donc d'environ 28,2 g d'éq. CO₂/MJ, soit environ 3,4 kg d'éq. CO₂ par kilogramme d'hydrogène. Une installation de reformage à la vapeur avec captage du CO₂ n'atteint ce seuil que si elle capte une très grande part du CO₂, maintient les fuites de méthane à un faible niveau et dispose d'une chaîne amont de gaz à faibles émissions. Les règles s'appliquent à la production dans l'UE et aux importations.

Bien situer les couleurs de l'hydrogène

Les couleurs de l'hydrogène gris, bleu, vert ou turquoise ne disent rien de la nature chimique, car la molécule est toujours H₂. Elles décrivent des voies de production et des bilans d'émissions et ne sont pas définies de manière uniforme sur le plan juridique. Il en résulte souvent des malentendus. L'hydrogène bleu n'est pas automatiquement neutre pour le climat du seul fait qu'une installation capte du CO₂. L'hydrogène vert, de son côté, ne remplace pas l'hydrogène fossile sans effets secondaires, car il crée un besoin d'électricité supplémentaire, lié au développement et à la disponibilité dans le temps de la production d'électricité renouvelable.

Importance pour le système électrique

Pour le système électrique, le reformage à la vapeur est surtout une référence de comparaison. Si l'électrolyse remplace l'hydrogène gris, les émissions fossiles de procédé diminuent, mais la demande d'électricité augmente. Un exemple : pour un kilogramme d'hydrogène, l'électrolyse nécessite aujourd'hui grosso modo 50 à 55 kilowattheures d'électricité. Ce qui est décisif, ce n'est toutefois pas seulement le volume annuel. La demande supplémentaire a un profil temporel et nécessite des raccordements au réseau. Si une installation d'électrolyse est exploitée de manière flexible, elle peut aider à intégrer l'électricité éolienne et solaire. Si elle fonctionne en revanche presque en continu, elle a besoin d'énergie même pendant les heures où l'électricité renouvelable est rare. Elle doit alors être sécurisée par des stockages, des contrats d'approvisionnement et des garanties d'origine.

Position économique et réglementation

Si le reformage à la vapeur est si répandu malgré ses fortes émissions, c'est pour des raisons économiques. La technique est éprouvée à grande échelle, les installations fournissent de manière fiable 24 heures sur 24 et, lorsque les prix du gaz sont bas, l'hydrogène est comparativement bon marché. Tant que l'hydrogène fossile est moins cher et que ses émissions ne sont pas intégralement tarifées, il reste la référence à laquelle les alternatives doivent se mesurer. Les instruments politiques s'attaquent précisément à cet écart de coûts. Parmi eux figurent le système d'échange de quotas d'émission, les quotas pour les carburants renouvelables, les systèmes de certification et les contrats de protection du climat.

Plusieurs domaines du droit sont compétents pour une installation de reformage à la vapeur. L'installation elle-même relève du droit industriel et du droit de la protection contre les immissions. Ses émissions de CO₂ peuvent, selon la taille et le classement, relever du système d'échange de quotas d'émission de l'UE. L'approvisionnement en gaz concerne le marché du gaz, les infrastructures d'importation et la réglementation du méthane. Pour l'hydrogène bleu s'ajoutent le transport et le stockage du CO₂, avec autorisation, surveillance et responsabilité à long terme.

Procédés apparentés

Reformage autotherme : il combine l'oxydation partielle et le reformage à la vapeur dans un seul réacteur. La chaleur est produite dans le réacteur lui-même ; le CO₂ se retrouve donc surtout concentré dans le gaz de procédé. Cela rend le procédé attractif pour les concepts de CCS.
Oxydation partielle : des hydrocarbures réagissent avec trop peu d'oxygène pour brûler complètement. Le procédé dégage de la chaleur, se déroule plus vite et nécessite des réacteurs plus petits. Par unité de combustible, il fournit toutefois d'abord moins d'hydrogène que le reformage à la vapeur.
Pyrolyse du méthane : le méthane est scindé en hydrogène et en carbone solide. Un avantage climatique n'apparaît que si le carbone reste lié durablement et si l'amont de la chaîne est à faibles émissions. Le procédé n'est pas encore établi à grande échelle.
Gazéification du charbon : elle produit elle aussi du gaz de synthèse et de l'hydrogène, mais utilise du charbon comme matière première et entraîne le plus souvent des émissions de CO₂ nettement plus élevées par kilogramme d'hydrogène.

Mise en perspective

Le reformage à la vapeur est une voie de production fossile déterminée et ne représente pas l'hydrogène dans son ensemble. Il constitue aujourd'hui la base de l'approvisionnement industriel en hydrogène et sert ainsi de référence pour l'électrolyse, l'hydrogène bleu et les nouveaux marchés de l'hydrogène. Qui ne considère que le prix à la sortie de l'installation ignore les coûts du CO₂ et les émissions de méthane. Qui ne considère que les émissions ignore la sécurité d'approvisionnement, l'intégration dans les procédés industriels existants et la question de la rapidité avec laquelle les alternatives peuvent être déployées. La notion ne devient précise que lorsque la matière première, la chaleur de procédé, le captage du CO₂, les émissions de l'amont de la chaîne et l'usage prévu sont considérés ensemble.

Sources

Hydrogen Production: Natural Gas Reforming — U.S. Department of Energy; 2026-06-02 (letzte Änderung). Abschnitte Steam-Methane Reforming und Partial Oxidation
Global Hydrogen Review 2025 – Executive summary — Internationale Energieagentur (IEA); 2025 (genaues Datum unbekannt). Executive summary, erster Abschnitt
Delegierte Verordnung (EU) 2025/2359 zur Methode für die Bewertung der Treibhausgaseinsparungen kohlenstoffarmer Brennstoffe — Europäische Kommission / EUR-Lex; 2025-07-08 (Erlass), ABl. 21.11.2025. Art. 1 und 2, Anhang; EUR-Lex-Metadaten zum Inkrafttreten
EPRS Briefing: Delegated act on low-carbon hydrogen — Wissenschaftlicher Dienst des Europäischen Parlaments (EPRS); 2025 (genaues Datum unbekannt). Abschnitt zur Definition von kohlenstoffarmem Wasserstoff

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