Taux d'utilisation d'un électrolyseur · Glossaire

Le taux d'utilisation d'un électrolyseur décrit avec quelle intensité un électrolyseur est exploité sur une période donnée, le plus souvent au cours d'une année. Il ne s'agit donc pas de la taille de l'installation, mais du rapport entre la puissance possible et la puissance effectivement utilisée. Un exemple : une installation d'une puissance nominale électrique de 100 mégawatts qui fonctionne toute l'année sans interruption à pleine puissance atteindrait 8 760 heures de pleine charge, et 8 784 lors d'une année bissextile. Si elle ne consomme sur l'année que la moitié de la quantité d'électricité théoriquement possible, son taux d'utilisation est d'environ 50 pour cent, soit environ 4 380 heures de pleine charge. Peu importe que l'installation ait fonctionné la moitié du temps à pleine puissance ou toute l'année à mi-puissance.

Deux indicateurs sont les plus couramment utilisés. Les heures de pleine charge convertissent l'énergie annuelle réellement absorbée en un fonctionnement à puissance nominale : consommation annuelle d'électricité divisée par la puissance nominale. Le facteur de capacité divise ces heures de pleine charge par le nombre d'heures de l'année. Ces deux grandeurs rendent comparables des installations de tailles différentes. Il est important de savoir à quoi une indication se rapporte. Il s'agit le plus souvent de l'absorption électrique, mais parfois de la production d'hydrogène rapportée à la production nominale. Ces deux valeurs peuvent diverger, car la consommation électrique spécifique par kilogramme d'hydrogène varie avec la charge partielle et l'âge des stacks. Ces indicateurs ne disent en outre rien sur les prix de l'électricité auxquels la production a eu lieu, sur la flexibilité de l'exploitation de l'installation ni sur la nécessité d'avoir stocké temporairement de l'hydrogène.

Distinction par rapport à la puissance, à la disponibilité et au rendement

La puissance installée indique la puissance électrique maximale qu'un électrolyseur peut absorber. Le taux d'utilisation montre dans quelle mesure cette puissance est utilisée au fil du temps. La différence est importante, car dans les débats sur l'hydrogène, on cite souvent la puissance d'électrolyse installée, alors qu'elle ne permet pas encore de déduire une quantité d'hydrogène. Un calcul approximatif le montre : dix gigawatts avec 2 000 heures de pleine charge consomment environ 20 térawattheures d'électricité. Avec 5 000 heures de pleine charge, cela représente environ 50 térawattheures. Avec un besoin du système d'environ 50 à 55 kilowattheures par kilogramme, cela correspond respectivement à environ 0,4 et 1 million de tonnes d'hydrogène.

La disponibilité est elle aussi autre chose que le taux d'utilisation. Une installation techniquement disponible pourrait fonctionner, mais n'y est pas obligée. La maintenance, les défaillances, les restrictions de réseau ou l'absence d'enlèvement de l'hydrogène réduisent le temps utilisable. Les prix du marché, les conditions de soutien, les contrats d'approvisionnement en électricité ou les règles relatives à l'origine de l'électricité peuvent conduire à ce qu'une installation disponible soit délibérément à l'arrêt. La disponibilité ne fixe donc que la limite supérieure. Le taux d'utilisation réel résulte de la technique, de l'environnement de marché, de la régulation et des conditions d'enlèvement.

Le taux d'utilisation doit également être distingué du rendement. Le rendement détermine la quantité d'électricité nécessaire pour un kilogramme d'hydrogène. Le taux d'utilisation détermine sur combien de kilogrammes se répartissent les coûts fixes de l'installation. Une installation très efficace peut donc fournir de l'hydrogène cher si ses coûts de capital et d'exploitation portent sur une faible production annuelle. Inversement, un taux d'utilisation élevé devient coûteux si le fonctionnement supplémentaire a lieu pendant des heures de prix élevés de l'électricité.

Pourquoi le taux d'utilisation façonne les coûts de l'hydrogène

Les coûts de l'hydrogène issu de l'électrolyse sont souvent exprimés en LCOH, c'est-à-dire Levelized Cost of Hydrogen ou coûts de production actualisés de l'hydrogène. Cette grandeur intègre : les coûts d'investissement et de financement, les coûts d'exploitation fixes et variables, les coûts de l'électricité, le rendement, la durée de vie des stacks et le taux d'utilisation. Le taux d'utilisation agit directement sur la part des coûts fixes. Plus une installation produit d'hydrogène par an, plus l'investissement, le raccordement au réseau, la planification et les coûts d'exploitation fixes se répartissent largement. En cas de coûts du capital élevés, donc d'un WACC élevé, cet effet est particulièrement marqué.

Il en résulte un conflit d'objectifs. Un électrolyseur qui ne fonctionne que quelques centaines d'heures par an peut utiliser une électricité très bon marché, par exemple pendant les heures de prix négatifs de l'électricité. Ses coûts d'investissement se répartissent alors toutefois sur une faible quantité d'hydrogène. Un électrolyseur qui fonctionne presque en continu produit beaucoup d'hydrogène, mais doit aussi acheter de l'électricité pendant des heures où le prix de l'électricité est élevé. Dans de nombreux projets, l'électricité représente le poste de coûts le plus important. Un seul centime de plus par kilowattheure renchérit déjà chaque kilogramme d'hydrogène d'environ 50 centimes. Le taux d'utilisation économiquement optimal ne se situe donc généralement ni dans le fonctionnement continu ni dans quelques heures extrêmes. Il se situe là où l'économie réalisée sur les coûts fixes grâce à des heures supplémentaires compense tout juste les coûts variables plus élevés de ces heures.

Un prix moyen annuel de l'électricité ne suffit guère pour ce calcul. Ce qui est déterminant, c'est le profil de prix : combien y a-t-il d'heures avantageuses ? De combien les prix augmentent-ils lorsqu'une demande supplémentaire s'ajoute ? Quels tarifs d'utilisation du réseau, prélèvements et coûts d'approvisionnement s'appliquent ? Quels revenus peut-on obtenir grâce à un fonctionnement flexible, par exemple sur le marché de l'énergie de réglage ? Le taux d'utilisation n'est donc pas un indicateur purement technique. Il fait partie d'un modèle d'exploitation.

Technique, réseaux et mode de fonctionnement flexible

Les électrolyseurs sont souvent considérés comme des consommateurs flexibles. Cela n'est toutefois vrai que si l'installation peut réellement réagir aux prix, aux signaux du réseau ou aux profils de production. Les types de construction diffèrent quant à la rapidité avec laquelle ils peuvent modifier leur puissance, à la charge minimale dont ils ont besoin et à leur capacité à supporter des variations de charge fréquentes. L'électrolyse PEM est considérée comme particulièrement dynamique et permet généralement de faibles charges partielles. Les installations d'électrolyse alcaline peuvent également être exploitées de manière flexible, mais ont souvent des charges minimales plus élevées selon la conception. L'une des raisons est la pureté du gaz à faible charge. Les valeurs limites concrètes dépendent fortement du fabricant. Les installations annexes telles que le traitement de l'eau, la compression, le refroidissement et la purification du gaz ont elles aussi besoin de conditions stables. Des démarrages à froid et à chaud fréquents peuvent en outre accélérer le vieillissement.

Pour le réseau électrique, ce qui compte, c'est l'endroit où l'électrolyseur est raccordé et le signal selon lequel il est piloté. Un fonctionnement pendant les heures de faibles prix de bourse n'est pas automatiquement favorable au réseau. Le prix de gros uniforme d'une zone de dépôt des offres ne reflète qu'incomplètement les congestions du réseau et les capacités de raccordement locales. Un électrolyseur bien placé peut absorber de l'électricité éolienne et solaire qui serait sinon écrêtée. Un électrolyseur mal placé peut en revanche provoquer de nouvelles congestions ou un renforcement supplémentaire du réseau.

Le côté hydrogène limite lui aussi le taux d'utilisation. De nombreux clients industriels ont besoin de quantités régulières avec une qualité fiable. Si l'électrolyseur fonctionne fortement en fonction du prix de l'électricité, des stockages d'hydrogène, d'autres sources d'approvisionnement ou des procédés flexibles doivent compenser les fluctuations. Les stockages coûtent de l'argent et nécessitent une infrastructure. Sans eux, la demande impose un taux d'utilisation élevé et régulier, y compris pendant les heures chères. L'optimisation englobe donc conjointement le profil d'électricité, le fonctionnement de l'électrolyse, le stockage et les obligations de livraison.

Règles de l'UE pour l'hydrogène renouvelable

Dans l'UE, le règlement délégué (UE) 2023/1184 détermine quand l'électricité utilisée pour la production de carburants renouvelables d'origine non biologique (RFNBO) est considérée comme entièrement renouvelable. Il détermine ainsi directement pendant combien d'heures un électrolyseur raccordé au réseau peut produire de l'hydrogène reconnu comme hydrogène vert au sens du droit de l'UE. Selon la version en vigueur, une corrélation temporelle mensuelle suffit jusqu'au 31 décembre 2029 : l'électricité renouvelable issue d'un contrat d'approvisionnement et la production d'hydrogène doivent se situer dans le même mois civil. À partir du 1er janvier 2030, elles doivent se situer dans la même heure. L'électricité provenant d'un nouveau stockage situé derrière le même point de raccordement au réseau peut être prise en compte.

Pour le taux d'utilisation, une exception est importante. Une heure est toujours considérée comme temporellement corrélée lorsque le prix day-ahead dans la zone de dépôt des offres est au maximum de 20 euros par mégawattheure ou inférieur à 0,36 fois le prix d'un certificat de CO2. S'y ajoutent des exigences de proximité géographique et d'additionnalité de la production d'électricité. Pour les installations mises en service avant le 1er janvier 2028, l'exigence d'additionnalité ne s'applique qu'à partir du 1er janvier 2038. Sous une stricte corrélation horaire, le nombre d'heures prises en compte diminue souvent, sauf s'il est compensé par des contrats d'approvisionnement en électricité surdimensionnés ou par des stockages.

Ces règles doivent empêcher que l'hydrogène ne soit vert que sur le papier, alors qu'une production fossile supplémentaire devient nécessaire dans le système électrique. En même temps, elles restreignent l'approvisionnement et influencent ainsi la rentabilité. Les règles sont politiquement controversées. La Commission européenne a annoncé un réexamen ciblé et anticipé. Des associations professionnelles demandent notamment de reporter la corrélation horaire au moins jusqu'en 2035. En septembre 2026, ce réexamen n'était pas encore achevé. Quiconque planifie aujourd'hui un taux d'utilisation devrait donc vérifier la version applicable à chaque moment.

En Allemagne, les tarifs d'utilisation du réseau influencent également le taux d'utilisation optimal. Selon l'article 118, alinéa 6, de l'EnWG, les électrolyseurs mis en service jusqu'au 4 août 2029 sont exonérés pendant 20 ans des tarifs d'utilisation du réseau pour l'électricité consommée. L'exonération ne couvre que les tarifs d'utilisation du réseau au sens strict. La Bundesnetzagentur travaille à une réorganisation des tarifs d'utilisation du réseau (AgNes). Selon le projet de décision, l'exonération ne doit s'appliquer aux projets en cours de planification que si la décision d'investissement a été prise avant la publication de la décision. Pour les installations ultérieures, il faut s'attendre à des tarifs dépendant aussi de la capacité. Cela modifierait aussi bien les coûts fixes que les avantages d'un fonctionnement flexible.

Interprétations erronées typiques

« L'hydrogène vert provient surtout d'électricité excédentaire » : cette idée sous-estime les coûts d'investissement et surestime le nombre d'heures d'excédent durablement très bon marché. Si une installation coûteuse ne fonctionne que quelques heures, la part des coûts fixes augmente fortement. Pour de grandes quantités industrielles, il faut davantage d'heures avantageuses, de faibles coûts du capital, un soutien ou des clients prêts à payer un hydrogène cher.
« Un taux d'utilisation élevé signifie une bonne rentabilité » : de nombreuses heures de pleine charge répartissent certes mieux les coûts fixes. Mais si elles sont obtenues en achetant de l'électricité pendant des heures chères, les coûts variables augmentent nettement, car il faut environ 50 à 55 kilowattheures d'électricité par kilogramme d'hydrogène.
« Le taux d'utilisation renseigne sur l'impact climatique » : un électrolyseur fortement utilisé peut être respectueux du climat si de l'électricité renouvelable supplémentaire est disponible simultanément. Avec un approvisionnement défavorable, il peut toutefois déclencher une production fossile dans le mix électrique. Un électrolyseur peu utilisé peut en revanche bien absorber la production renouvelable s'il fonctionne de manière ciblée pendant les heures de forte injection.

Place dans les décisions d'investissement

Pour les investisseurs, le taux d'utilisation est une grandeur de planification centrale, car il relie revenus, coûts et risques. Une installation à faible taux d'utilisation nécessite de très faibles coûts d'investissement, des heures d'électricité particulièrement avantageuses, des prix élevés de l'hydrogène ou des revenus supplémentaires issus de la flexibilité. Une installation à taux d'utilisation élevé nécessite un approvisionnement en électricité sécurisé, des contrats d'enlèvement solides et souvent une infrastructure de transport ou de stockage. Les bailleurs de fonds examinent donc non seulement la technique, mais aussi si l'ensemble du modèle d'exploitation est fiable, y compris les hypothèses réglementaires telles que les critères d'approvisionnement en électricité et les tarifs d'utilisation du réseau.

Pour la planification énergétique, le taux d'utilisation montre quel rôle les électrolyseurs jouent réellement dans le système électrique. Ils peuvent fournir de l'hydrogène en continu ou offrir une demande flexible. Un taux d'utilisation maximal, des coûts d'électricité minimaux, un alignement complet sur le réseau et une livraison régulière à la fois sont toutefois difficilement atteignables sans stockage, sources de réserve ou règles de marché modifiées. Une indication précise du taux d'utilisation ne répond donc pas encore à la question de savoir si un projet est rentable ou utile au système. Elle conduit cependant aux questions décisives : quelles heures sont utilisées, combien coûte l'électricité pendant ces heures, et quelle infrastructure est nécessaire pour que la puissance installée devienne de l'hydrogène utilisable de façon fiable ?

Sources

Delegierte Verordnung (EU) 2023/1184 der Kommission (konsolidierte Fassung 02023R1184-20240610) — Europäische Union, EUR-Lex; 2023-02-10 (konsolidiert 2024-06-10). Artikel 4 und Artikel 6 (Zeitliche Korrelation)
Delegierte Verordnung (EU) 2024/1408 zur Änderung der Delegierten Verordnung (EU) 2023/1184 — Europäische Union, EUR-Lex; 2024. Geänderte Fassung, Übergangsregelung zur Zusätzlichkeit
Joint Letter: Urgent need to advance and conclude the targeted review of Delegated Regulation (EU) 2023/1184 — VDMA und weitere Verbände; 2026-09-21. Gesamtes Schreiben
Stellungnahme zu den Orientierungseckpunkten Speicherentgelte — Deutscher Wasserstoff-Verband (DWV); 2026-02-27. Abschnitt zur Verlängerung der Netzentgeltbefreiung
AgNes-Übergangsvorschriften: Wer erhält bis wann Vertrauensschutz? — Rödl & Partner; unbekannt (ca. August 2026). Abschnitt Stromspeicheranlagen und Elektrolyseure

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:44