fr.wedoany.com Rapport : La transition énergétique mondiale se tourne désormais vers deux vecteurs énergétiques : les « molécules » et les « électrons ». L'électricité renouvelable accélère la décarbonation du secteur électrique, mais les industries difficiles à décarboner — telles que le raffinage, la sidérurgie, la chimie, les engrais, l'aviation et le transport maritime — ont encore besoin d'un vecteur énergétique capable à la fois de fournir de la chaleur industrielle et d'assurer une fonction chimique. Parmi les nombreuses trajectoires de neutralité carbone, l'hydrogène vert est considéré comme l'une des solutions les plus viables.

Pour l'industrie du raffinage, l'hydrogène vert représente à la fois une opportunité et une nécessité. La demande mondiale d'hydrogène approche déjà 100 millions de tonnes par an, dont plus de 95 % est absorbée par le raffinage, la production d'ammoniac, le méthanol et l'industrie chimique. Le seul secteur du raffinage représente 15 à 20 % de la consommation totale, ce qui en fait l'un des plus grands utilisateurs industriels d'hydrogène au monde. Cependant, plus de 99 % de l'hydrogène mondial provient encore de combustibles fossiles, principalement par reformage du méthane à la vapeur (SMR) et par gazéification du charbon, avec une forte intensité carbone. La transition de l'hydrogène gris vers l'hydrogène vert constitue donc l'un des leviers les plus influents de la décarbonation industrielle.

L'hydrogène n'est pas une nouveauté pour les raffineries. Une raffinerie moderne consomme des dizaines de milliers de tonnes d'hydrogène par an pour transformer le pétrole brut en carburants de transport plus propres. À mesure que les spécifications des carburants se durcissent, la demande interne d'hydrogène des raffineries continue d'augmenter. Cette opportunité est particulièrement marquée en Inde. Les raffineries indiennes consomment ensemble environ 2 à 3 millions de tonnes d'hydrogène par an, actuellement produites principalement par des voies fossiles. Grâce à l'infrastructure complète déjà en place — production, traitement, stockage, compression, purification et distribution de l'hydrogène — les raffineries sont considérées comme l'une des voies les plus rapides vers le déploiement de l'hydrogène vert à l'échelle industrielle. Il s'agit moins de créer une nouvelle demande d'hydrogène que de décarboner une matière première industrielle existante et stratégique.

À l'échelle mondiale, plusieurs raffineurs évaluent ou mettent en œuvre des projets d'hydrogène vert. L'Europe a vu émerger des investissements massifs dans l'intégration de l'électrolyse et des opérations de raffinage, et les grandes compagnies énergétiques explorent des projets combinant production d'électricité renouvelable et production d'hydrogène afin de réduire les émissions du raffinage et de produire des carburants durables. Les raffineries sont ainsi de plus en plus perçues comme des « consommateurs d'ancrage » de la nouvelle économie de l'hydrogène.

Dans le cadre de sa Mission nationale pour l'hydrogène vert (National Green Hydrogen Mission), l'Inde a fixé des objectifs clairs, faisant de l'hydrogène un pilier stratégique de son indépendance énergétique et de sa vision de neutralité carbone. Cette mission prévoit la mise en place d'une capacité de production d'hydrogène vert de 5 millions de tonnes par an d'ici 2030, avec un investissement associé de près de 200 milliards de roupies. Pour atteindre cet objectif, il faudra environ 250 à 275 térawattheures d'électricité renouvelable par an. Sur la base d'une consommation de 50 à 55 kWh pour produire un kilogramme d'hydrogène vert, la capacité installée d'énergies renouvelables à intégrer serait d'environ 45 à 60 gigawatts, selon le facteur de capacité.

L'industrie du raffinage devrait jouer un rôle clé dans cette transition. L'intégration de l'hydrogène vert dans les procédés de raffinage permet de réduire directement les émissions sans modifier fondamentalement les unités de traitement en aval. Plusieurs raffineurs indiens ont déjà annoncé des initiatives, des projets pilotes et des plans de déploiement à l'échelle commerciale. Hindustan Petroleum Corporation Limited (HPCL) a mis en service une unité d'hydrogène vert d'une capacité de 370 tonnes par an dans sa raffinerie de Visakhapatnam, devenant ainsi la première raffinerie indienne à produire et à utiliser réellement de l'hydrogène vert dans ses opérations de raffinage. Ces déploiements permettront d'accumuler une expérience opérationnelle précieuse pour la montée en échelle et la commercialisation ultérieures.

Bien que les raffineries constituent un point d'entrée naturel, le rayon d'application de l'hydrogène vert s'étend bien au-delà. L'industrie sidérurgique évalue des procédés de réduction directe du fer (DRI) à base d'hydrogène pour remplacer les voies de réduction au charbon ; les fabricants d'engrais explorent la production d'ammoniac vert ; les secteurs de l'aviation et du transport maritime étudient des carburants durables dérivés de l'hydrogène ; le stockage d'énergie de longue durée et la mobilité hydrogène sont également considérés comme des domaines de croissance futurs. Mais la plupart de ces applications en sont encore au stade du passage du pilote à l'échelle commerciale. La valeur des raffineries réside dans le fait qu'elles offrent une base de demande immédiate et mature, capable d'accélérer le déploiement des électrolyseurs, l'expansion de la fabrication et le développement de la chaîne d'approvisionnement.

Intégrer l'hydrogène vert dans les opérations de raffinage ne se résume pas à une simple substitution. La production d'hydrogène vert est étroitement liée à l'approvisionnement en électricité renouvelable, ce qui introduit une nouvelle complexité systémique. Prenons l'exemple d'une raffinerie produisant 100 tonnes d'hydrogène par jour : si la totalité de ses besoins en hydrogène était satisfaite par électrolyse, il faudrait environ 5 à 5,5 gigawattheures d'électricité par jour. La capacité d'approvisionnement en énergies renouvelables, l'intégration au réseau, la configuration du stockage et l'efficacité des électrolyseurs deviennent ainsi des facteurs déterminants de la viabilité économique des projets. Les électrolyseurs doivent fonctionner efficacement dans des conditions d'alimentation électrique fluctuantes tout en répondant aux exigences d'approvisionnement continu en hydrogène des procédés de raffinage. Parmi les technologies existantes, l'électrolyse alcaline reste la solution la plus mature et commercialement éprouvée, avec des coûts d'investissement relativement faibles et une chaîne d'approvisionnement bien établie, mais sa flexibilité en fonctionnement à charge partielle est limitée. Les électrolyseurs à membrane échangeuse d'anions (AEM) s'imposent comme une alternative attrayante, offrant une meilleure capacité de réponse dynamique et une plage de fonctionnement en puissance plus large. À l'avenir, les unités de production d'hydrogène des raffineries adopteront probablement de plus en plus des configurations hybrides, combinant l'économie des systèmes alcalins avec la flexibilité de la technologie AEM.

En principe, chaque kilogramme d'hydrogène gris actuellement consommé par les raffineries peut à terme être remplacé par de l'hydrogène vert, mais la progression effective dépend de l'échelle, de l'économie, de l'intégration des infrastructures et de la disponibilité de l'électricité renouvelable. Les grandes raffineries consomment des centaines de tonnes d'hydrogène par jour, ce qui nécessite des centaines de mégawatts de capacité d'électrolyse et d'importants actifs en énergies renouvelables. Le coût de l'hydrogène vert reste fortement influencé par le prix de l'électricité, les dépenses d'investissement des électrolyseurs, le facteur d'utilisation des usines et l'efficacité du système. Les exigences de pureté de l'hydrogène, les systèmes de compression, les installations de stockage et l'intégration au réseau de distribution d'hydrogène de la raffinerie doivent également être optimisés au cas par cas. La gestion de l'intermittence est également un enjeu central : les raffineries fonctionnent en continu, tandis que la production d'électricité renouvelable fluctue tout au long de la journée. Pour résoudre ce déséquilibre, une synergie entre électrolyseurs flexibles, stockage d'hydrogène, connexion au réseau et systèmes avancés de gestion de l'énergie est nécessaire.

La compétitivité à long terme de l'hydrogène vert dépendra dans une large mesure des progrès en ingénierie électrochimique, en science des matériaux et en intégration des systèmes. L'électricité représentant généralement 60 à 70 % du coût de production de l'hydrogène vert, la réduction de la consommation électrique unitaire devient un objectif technologique clé. Les améliorations dans la conception des catalyseurs, les matériaux de membrane, les structures d'électrodes, les technologies de séparateur et l'ingénierie des empilements devraient permettre d'accroître l'efficacité tout en renforçant la durabilité et en ralentissant la dégradation des performances. Les diagnostics numériques, la maintenance prédictive et les systèmes de contrôle intelligent des procédés amélioreront également la fiabilité des équipements et l'économie du cycle de vie complet.

Le Centre de R&D vert HP (HP Green R&D Centre, HPGRDC), situé à Bengaluru, est un nœud central de cette transition. Ce centre est devenu l'une des principales institutions indiennes d'innovation dans le domaine de l'hydrogène, avec des recherches couvrant toute la chaîne de valeur de l'hydrogène, notamment le développement d'électrolyseurs, les électrocatalyseurs avancés, le stockage de l'hydrogène, les applications de transport et l'intégration des systèmes. Depuis 2020, le HPGRDC poursuit une feuille de route sur l'hydrogène vert couvrant la production, l'utilisation, le stockage et le transport, et a réalisé plusieurs premières, notamment le développement de la technologie des électrolyseurs à membrane échangeuse d'anions (AEM) et son passage à l'échelle mégawatt. En outre, HPCL a construit une station de ravitaillement en hydrogène près de Visakhapatnam, complétant ainsi toute la chaîne de valeur de l'hydrogène, de la production au ravitaillement en passant par les applications finales.

L'avenir du raffinage durable sera étroitement lié à la profondeur de l'intégration de l'hydrogène vert. Face à une demande mondiale d'hydrogène de près de 100 millions de tonnes par an et à l'objectif de l'Inde de construire une capacité de production d'hydrogène vert de 5 millions de tonnes par an d'ici 2030, les raffineries occupent une position unique pour devenir les consommateurs d'ancrage de l'hydrogène renouvelable. Parvenir à une décarbonation significative ne se résume pas à installer des électrolyseurs ; cela dépend également d'une approche systémique englobant l'intégration des énergies renouvelables, la production flexible d'hydrogène, le stockage avancé de l'énergie, l'optimisation numérique et l'innovation continue sur toute la chaîne de valeur. Les raffineries qui adoptent cette transition plus tôt réduiront non seulement leur propre empreinte carbone, mais se positionneront également dans la nouvelle économie de l'hydrogène.