Stack d'électrolyseur · Glossaire

Un stack d'électrolyseur est l'empilement de cellules d'un électrolyseur. L'eau y est décomposée par voie électrochimique en hydrogène et en oxygène. Le stack se compose de nombreuses cellules individuelles. Dans la construction bipolaire courante, elles sont connectées électriquement en série ; d'autres conceptions les connectent autrement. Parallèlement, les cellules sont alimentées par voie hydraulique en eau, en électrolyte ou en vapeur d'eau. Le stack convertit l'énergie électrique pour la plus grande partie en énergie chimique liée de l'hydrogène. Le reste apparaît sous forme de chaleur perdue, qui doit être évacuée. Dans l'électrolyse à haute température, en revanche, de la chaleur est apportée délibérément de l'extérieur et remplace une partie des besoins en électricité.

Le terme ne désigne donc pas l'électrolyseur dans son ensemble. Le système complet comprend en outre des pompes, des vannes, le refroidissement, le traitement de l'eau, la séparation des gaz, le séchage, le transformateur et le redresseur, les capteurs, la commande, les dispositifs de sécurité et, le cas échéant, un compresseur. Ces éléments forment ensemble le Balance of Plant. Le stack est le cœur électrochimique de l'installation. Sa performance et sa durée de vie dépendent toutefois fortement de la manière dont ces composants environnants sont conçus et exploités.

Structure : de la cellule à l'empilement

La cellule individuelle est la plus petite unité fonctionnelle électrochimique. Elle contient deux électrodes avec des catalyseurs, une membrane ou un séparateur (diaphragme) pour séparer les compartiments gazeux, ainsi que des couches de transport poreuses et des canaux d'écoulement. Une cellule seule ne fournit qu'un peu moins de deux volts. Sur le plan thermodynamique, il faut au minimum environ 1,23 V ; en fonctionnement, les tensions de cellule se situent généralement entre 1,7 et 2,2 V environ selon la technologie et la densité de courant. Ce n'est qu'en connectant de nombreuses cellules en série qu'on obtient une tension de stack utilisable techniquement. Le courant, en revanche, est déterminé par la surface active de la cellule et par la densité de courant choisie, exprimée en ampères par centimètre carré. La puissance électrique absorbée est le produit de la tension du stack et du courant. On peut se représenter le stack comme une batterie composée de nombreuses fines tranches, sauf qu'ici le courant entre et le gaz sort.

Le stack réunit les cellules en un ensemble mécaniquement stable, étanche et conducteur d'électricité. Les plaques bipolaires, les joints, les collecteurs de courant, les tirants et les plaques d'extrémité ne sont donc pas accessoires. Ils déterminent la résistance à la pression, les résistances de contact, l'évacuation de la chaleur, la pureté des gaz et la facilité de maintenance du stack. De petites fuites ou des forces de serrage inégalement réparties peuvent déjà dégrader les performances de cellules individuelles. Comme toutes les cellules sont traversées par le même courant, une cellule faible peut limiter l'ensemble de l'empilement.

Distinction entre stack, électrolyseur et Balance of Plant

Le stack et l'électrolyseur sont souvent assimilés, ce qui masque des différences importantes. Un fabricant peut proposer un stack très efficace tandis que le système complet consomme nettement plus d'électricité en raison des auxiliaires, des pertes du redresseur, du refroidissement, de l'épuration des gaz ou de la compression. Un exemple tiré d'une analyse du JRC : pour une grande installation, environ 49 kWh par kilogramme d'hydrogène ont été indiqués au niveau du stack, contre environ 55 kWh/kg au niveau du système. Inversement, un stack performant en laboratoire peut fonctionner moins bien dans une installation industrielle si la qualité de l'eau, la gestion de la température, la régulation de la pression ou les variations de charge ne sont pas maîtrisées de façon stable.

Le Balance of Plant est lui aussi plus qu'un simple accessoire. Il maintient le stack dans ses conditions de fonctionnement admissibles. Cela comprend le traitement de l'eau, l'évacuation de la chaleur, la séparation de l'hydrogène et de l'oxygène, la surveillance du passage de gaz, de la pression et de la température, ainsi que le raccordement au réseau électrique via le transformateur et le redresseur. Les programmes de financement européens exigent désormais expressément d'optimiser les composants et l'architecture du Balance of Plant de manière à favoriser le moins possible la dégradation du stack.

Indicateurs et grandeurs de référence

Pour évaluer un stack, on utilise surtout la puissance nominale en kilowatts ou en mégawatts, la densité de courant, la tension de cellule, le rendement, la température de fonctionnement, le niveau de pression, la pureté de l'hydrogène et le taux de dégradation. Dans l'économie de l'hydrogène, l'efficacité est généralement exprimée en besoin d'électricité par kilogramme d'hydrogène. La référence de comparaison est le contenu énergétique de l'hydrogène : le pouvoir calorifique inférieur est de 33,3 kWh/kg, le pouvoir calorifique supérieur de 39,4 kWh/kg. Un rendement en pourcentage n'a donc de sens qu'accompagné de cette référence.

Pour chaque chiffre, il doit être clair s'il vaut pour le stack ou pour le système. Le Clean Hydrogen Partnership européen indique par exemple ses valeurs de référence au niveau du système : avec une entrée en courant alternatif et en eau du robinet, refroidissement inclus, et avec de l'hydrogène conforme à ISO 14687-2 comme produit. Pour 2020, il indique comme état de la technique environ 50 kWh/kg pour l'électrolyse alcaline et environ 55 kWh/kg pour l'électrolyse PEM et AEM. D'ici 2030, les trois doivent atteindre 48 kWh/kg. Pour l'électrolyse à haute température, il indique environ 40 kWh/kg d'électricité plus un peu moins de 10 kWh/kg de chaleur. Il s'agit d'objectifs de programme et de valeurs de référence, non de valeurs garanties de produits individuels.

Technologies et comportement en fonctionnement

La structure d'un stack dépend de la technologie d'électrolyse. L'électrolyse alcaline fonctionne avec un électrolyte liquide alcalin et un diaphragme et est éprouvée industriellement de longue date. L'électrolyse PEM utilise une membrane échangeuse de protons, atteint des densités de courant nettement plus élevées et peut généralement être exploitée de façon plus dynamique. Elle requiert toutefois des catalyseurs en métaux précieux comme l'iridium et le platine. L'électrolyse AEM combine des éléments des deux approches et est considérée comme moins mature, mais promet moins de matières premières critiques. Les stacks SOEC fonctionnent avec des cellules à oxyde solide à haute température et de la vapeur d'eau. Avec une chaleur résiduelle intégrée, ils nécessitent particulièrement peu d'électricité, mais imposent des exigences élevées en matière de résistance des matériaux, de temps de chauffage et de gestion thermique.

Ce comportement en fonctionnement est important pour le système électrique. Les électrolyseurs sont souvent considérés comme des consommateurs flexibles, car ils peuvent absorber de l'électricité lorsque beaucoup d'électricité renouvelable est produite et que les prix sont bas. Toutefois, que cette flexibilité soit réellement disponible sur les plans technique et économique ne dépend pas seulement de la présence d'un stack. Le Clean Hydrogen Partnership indique pour 2020 des temps très différents pour atteindre la puissance nominale. À partir d'un état de veille à chaud, il faut quelques secondes pour le PEM, environ une minute pour les systèmes alcalins et environ dix minutes pour le SOEL. Un démarrage à froid du SOEL, en revanche, dure de nombreuses heures. La charge minimale, la vitesse de montée en charge, l'aptitude au démarrage-arrêt, les gradients de température admissibles, la gestion de la pression et la qualité du gaz limitent en outre la plage de fonctionnement utilisable.

Dégradation et durée de vie

La dégradation désigne le vieillissement du stack en fonctionnement. Elle se manifeste le plus souvent par une tension de cellule croissante à densité de courant constante, donc par un besoin d'électricité plus élevé par kilogramme d'hydrogène. Les causes possibles sont des catalyseurs vieillis, des dommages aux membranes, la corrosion, des impuretés dans l'eau, des contraintes mécaniques et des contacts qui se détériorent. Un stack fréquemment monté en charge puis arrêté peut vieillir différemment d'un stack en fonctionnement continu régulier. Les variations de charge, les arrêts, les différences de pression et les points chauds locaux sollicitent les membranes, les électrodes et les joints.

Les taux de dégradation sont généralement exprimés en pourcentage par 1 000 heures de fonctionnement. La définition est ici déterminante. Le Clean Hydrogen Partnership entend par là, pour l'électrolyse à basse température, la perte d'efficacité à charge nominale. Son exemple de calcul : 0,125 pour cent par 1 000 heures donne, sur dix ans à 8 000 heures de fonctionnement par an, environ dix pour cent de besoin d'énergie en plus. Pour le SOEL, il mesure en revanche la perte de taux de production à efficacité constante. Selon une analyse du JRC de 2025, la dégradation moyenne des projets PEM soutenus est passée d'environ 0,25 à environ 0,13 pour cent par 1 000 heures. Les objectifs de dégradation des stacks pour 2024 n'ont toutefois pas encore été atteints dans l'ensemble par les projets nouvellement ajoutés.

La durée de vie d'un stack est généralement exprimée en heures de fonctionnement. En 2020, l'IRENA a retenu dans ses analyses de coûts 80 000 heures et a indiqué, selon la technologie, des fourchettes allant de moins de 20 000 heures pour le SOEC à environ 60 000 à 80 000 heures pour les stacks PEM et alcalins. De tels chiffres n'ont de sens que si le profil de fonctionnement, les variations de charge, la température, la qualité de l'eau, la pression, la maintenance et le critère de fin de vie sont également mentionnés, par exemple dix pour cent de consommation supplémentaire. 60 000 ou 80 000 heures ne signifient donc pas qu'un stack reste économiquement équivalent aussi longtemps dans toutes les applications.

Rendement, dimensionnement et coûts

Le stack détermine une grande partie du rendement, mais pas l'ensemble des besoins énergétiques de l'installation. Avec la densité de courant, la tension de cellule augmente aussi. Des densités de courant plus élevées permettent des surfaces actives plus petites et donc des coûts d'investissement par kilowatt plus faibles. Elles augmentent toutefois en général les pertes et le dégagement de chaleur. Une installation peut ainsi être moins chère à l'achat mais plus chère en exploitation si les coûts d'électricité pèsent lourd. Avec des prix de l'électricité bas, un autre point de dimensionnement peut être judicieux qu'avec des prix élevés et de nombreuses heures de fonctionnement.

Le remplacement du stack constitue un poste de coûts à part. Dans les coûts de production de l'hydrogène (LCOH) entrent notamment les coûts d'investissement, les heures de fonctionnement, la dégradation, le prix de l'électricité, les redevances de réseau, les taxes et la maintenance. Dans les indicateurs de coûts du Clean Hydrogen Partnership, le remplacement du stack n'est expressément pas inclus pour l'électrolyse à basse température. Il doit donc être pris en compte séparément. Selon l'IRENA, le stack représentait, avec les faibles volumes de fabrication d'alors, environ 45 pour cent des coûts de l'électrolyseur. Une fabrication en série à grande échelle pourrait presque diviser par deux ses coûts de fabrication. Un stack bon marché peut devenir coûteux s'il doit être souvent remplacé. Un stack plus cher peut valoir la peine s'il dure plus longtemps ou consomme moins d'électricité.

Importance pour le système électrique et l'économie de l'hydrogène

Dans le système électrique, le stack détermine en partie dans quelle mesure les excédents d'électricité, les prix de bourse bas ou un mode de fonctionnement utile au réseau peuvent effectivement être convertis en hydrogène. La puissance de raccordement d'un électrolyseur indique seulement combien de puissance il peut absorber. Elle dit peu de choses sur la rapidité avec laquelle il peut réguler, sur la fréquence à laquelle il peut démarrer, sur la charge partielle qui reste efficace et sur les coûts qu'entraîne un fonctionnement variable.

Cela est particulièrement important lorsque des électrolyseurs sont prévus comme preneurs d'électricité éolienne et solaire. Une installation qui fonctionne surtout pendant des heures très avantageuses atteint moins d'heures à pleine charge qu'une installation en fonctionnement continu. Ses coûts d'investissement se répartissent alors sur moins de kilogrammes d'hydrogène. L'IRENA décrit que les coûts d'investissement par unité ne diminuent sensiblement qu'à partir d'environ 3 000 à 4 000 heures de fonctionnement par an. Le stack doit donc non seulement s'accommoder techniquement d'une charge variable, mais sa structure de coûts doit aussi correspondre au modèle d'exploitation. C'est une question centrale pour le Power-to-X.

Les questions de réseau en dépendent aussi. De grands électrolyseurs peuvent absorber de la charge dans des régions à forte production renouvelable et ainsi réduire l'écrêtement. Ils peuvent toutefois aussi aggraver les congestions du réseau si l'emplacement, la puissance de raccordement et le mode de fonctionnement ne correspondent pas au réseau. Le stack lui-même ne résout pas cette adéquation. Que la conversion soit utile au système, guidée par le marché ou pénalisante pour le réseau dépend du choix du site, de l'approvisionnement en électricité, des règles de raccordement au réseau, des redevances, des conditions de financement et de la stratégie d'exploitation.

Un autre malentendu concerne le passage à l'échelle. Plus de mégawatts de puissance d'électrolyse ne signifient pas automatiquement plus d'hydrogène vert utilisable. Il faut aussi de l'électricité renouvelable, de l'eau, un raccordement au réseau, des autorisations, des stockages, des preneurs, une infrastructure de transport et une gestion d'exploitation adaptée. Le stack est un goulot d'étranglement parmi d'autres. Sa fabrication industrielle, la disponibilité de matériaux comme l'iridium, l'assurance qualité et l'interchangeabilité contribuent toutefois à décider si les projets d'électrolyse deviennent planifiables et finançables.

Le terme stack d'électrolyseur montre que la production d'hydrogène n'est pas une boîte de conversion abstraite. Dans le stack se rencontrent directement le mode de fonctionnement électrique, la réaction électrochimique, le vieillissement des matériaux et le dimensionnement économique. Quiconque parle des coûts, du rendement ou de la flexibilité des électrolyseurs devrait donc préciser s'il entend le stack, le système d'électrolyse complet ou l'ensemble de l'installation d'hydrogène, et à quel contenu énergétique se rapportent les valeurs. Sinon, des valeurs techniques conduisent facilement à de fausses conclusions sur les coûts du système, la disponibilité et la contribution au système électrique.

Sources

Clean Hydrogen JU – SRIA Key Performance Indicators (KPIs) — Clean Hydrogen Partnership (Clean Hydrogen Joint Undertaking, EU); unbekannt (beruht auf der SRIA 2021–2027 vom Februar 2022). Abschnitt Renewable Hydrogen production, KPI-Tabellen AEL, PEMEL, SOEL und AEMEL samt Anmerkungen
Hydrogen brief: Energy efficiency of water electrolysers for hydrogen production — Gemeinsame Forschungsstelle der Europäischen Kommission (JRC); unbekannt. Abschnitt zu Heizwert und Brennwert (Figure 5), Beispiel zum Energieverbrauch auf Stack- und Systemebene, Abschnitt Energy efficiency and the levelised cost of hydrogen
Green Hydrogen Cost Reduction: Scaling up Electrolysers to Meet the 1.5°C Climate Goal — International Renewable Energy Agency (IRENA); 2020-12. Zusammenfassung (Figure ES1, Anmerkungen zu Annahmen) sowie Kapitel zu Stackkosten und Lebensdauer; Technologietabellen auch in der IRENA-Publikation Making the Breakthrough
Programme Review Report 2025 — Gemeinsame Forschungsstelle der Europäischen Kommission (JRC) für die Clean Hydrogen Partnership; 2025. Kapitel zur Wasserstofferzeugung (Auswertung der TRUST-Daten zu AEL und PEM)
Clean Hydrogen JU Annual Work Programme 2025 — Clean Hydrogen Partnership (Clean Hydrogen Joint Undertaking, EU); unbekannt (Arbeitsprogramm 2025). Ausschreibungsthemen zur Elektrolyse, Abschnitte zu KPIs und zur Balance of Plant

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:44