BIP

LE QUOTIDIEN DU PÉTROLE ET DU GAZ NATUREL MONDE

Les marchés pétroliers dans le flou à cause de l’Opep+

Ce qui n’étaient encore que des avertissements timides au cours des derniers mois se transforment de plus en plus en vraie inquiétude pour l’Agence internationale de l’énergie. Dans son rapport paru le 11 février, elle souligne l’incapacité de l’Opep+ à atteindre ses objectifs annoncés de production. De quoi rendre incertain le niveau de l’offre mondiale de brut et menacer la stabilité des cours. Lire page 2 N°14532 — Lundi 14 février 2022 — 58e année ÉTATS-UNIS

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ACTUALITÉS

www.le-bip.com ENTRETIEN

Le p-dg de Chevron prend la Gaz : « il faut que l’Europe « Le H2 bleu est [beaucoup] tête de l’API stocke », estime P. Pouyanné moins émissif que le gris »

Mike Wirth, actuel p-dg de la major américaine Chevron, est devenu président de l’American Petroleum Institute (API), plus grand lobby pétrolier des ÉtatsUnis, a indiqué ce dernier début février. Il succède ainsi à Greg Garland, p-dg du raffineur Phillips 66. Le mandat de M. Wirth a débuté officiellement le 1er janvier 2022, et court sur deux ans.

M. Garland restera membre du conseil de l’API.

Au vu de la crise actuelle du gaz en Europe, l’Union européenne aurait sans doute tout intérêt à repenser son modèle car structurellement elle est et restera dépendante de cette énergie pourtant nécessaire à la transition énergétique.

« L’Europe est profondément un continent déficitaire », a d’ailleurs rappelé le 10 février le p-dg de TotalEnergies Patrick Pouyanné.

Au mois d’août, deux chercheurs américains avançaient que les émissions issues de la production d’hydrogène bleu n’étaient inférieures que de 9 à 12 % à celles du H2 gris. Une analyse contredite par une étude menée par François Kalaydjian, directeur Économie et Veille et coordinateur Hydrogène à l’IFPEN. Lire pages 8 et 9

Lire pages 3 à 7

STATISTIQUES

ÉTUDES & DOCUMENTS

Bulletin pétrolier de la Commission européenne

Accélérer pour faire de la France un leader de l’H2

MARCHÉS À TERME – 10 FÉVRIER 2022

NYMEX WTI $/bl

Gaz nat. $/MBtu

ICE Brent $/bl

Nous publions dans le BIP de ce jour le Bulletin pétrolier de la Commission européenne. Il fait apparaître un prix moyen dans la zone euro, hors droits et taxes, de 837,59 euros les 1 000 litres de gazole, de 808,64 ¤/1 000 l pour l’essence SP95 et de 582,50 ¤/1 000 l pour le fioul domestique.

Gazole Dans son livre blanc pour la $/t présidentielle 2022, que nous 829,75 Fév.

0,00 reprenons dans ce BIP, et dans 89,88 3,959 Mars 820,50 nos prochaines éditions, France +0,22 -0,050 91,41 Hydrogène réunit 10 propositions Avril 88,56 3,943 798,75 -0,14 à l’attention des candidats à la Mai 87,26 3,977 90,03 784,50 présidence de la République, 86,01 4,029 88,82 772,25 pour faire de la France un leader de Juin Les cours du pétrole ont terminé en l’hydrogène renouvelable ou baslégère hausse, pris entre l'optimisme carbone à 2030.

Lire pages 10 et 11

Lire pages 12 à 19

d'un accord sur le nucléaire iranien et les craintes d’une accélération du durcissement monétaire aux États-Unis.

Président / Directeur de la publication : Julien Elmaleh - Rédactrice en chef : Anne-Marie Kopanski (01 79 06 71 74) Rédacteurs : Thomas Chemin (01 79 06 71 81) - Maxime Gravier (01 79 06 71 79) - Eric Saudemont, chef de rubrique (01 77 92 95 79) Assistante : Stéphanie Leclerc (01 79 06 71 80) - Courriel : stephanie.leclerc@infopro-digital.com - Principal actionnaire : INFO SERVICES HOLDING Société éditrice : Groupe Moniteur SAS au capital de 333 900 euros. RCS : Nanterre 403 080 823 Siège social : 10 place du Général de Gaulle, BP 20156, Antony Cedex - Numéro de commission paritaire : 0922 T 82074- Impression : AB Printed, BAT A2, 21 rue Georges Méliès, 95 240 Cormeilles en Parisis Dépôt légal : à parution. N° ISSN : 0300-4554 - Abonnement 1 an : Papier = 3266,18 ¤ TTC - Numérique = 3052,19 ¤ TTC

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LA UNE À ÀLA UNE

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MONDE

Les marchés pétroliers dans le flou à cause de l’Opep+ Ce qui n’étaient encore que des avertissements timides au cours des derniers mois se transforment de plus en plus en véritable inquiétude pour l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Dans son rapport mensuel paru le 11 février, elle souligne une nouvelle fois, mais avec plus de force, l’incapacité de l’Opep+ à atteindre ses objectifs annoncés de production. De quoi rendre incertain le niveau de l’offre mondiale de brut cette année, ce qui pourrait favoriser le retour d’une volatilité des prix, selon l’AIE. La « sous-performance chronique de l’Opep+ » aurait coûté 300 millions de barils depuis début 2021, soit l’équivalent de 800 000 b/j en moins.

Si la production pétrolière a augmenté de 560 000 barils par jour en janvier, à 98,7 Mb/j, elle aurait ainsi due être encore plus élevée. « En janvier, les producteurs non-membres de l’Opep+ sont ceux qui ont tiré l’offre mondiale vers le haut » résume le bras énergétique de l’OCDE, montrant là une certaine perte d’influence du cartel pétrolier et de ses alliés.

L’Opep ne s’en cache pas d’ailleurs. L’organisation reconnait en effet dans son rapport mensuel publié le 10 février que les extractions totales de ses membres n’ont grimpé que de 60 000 b/j en janvier, contre un objectif normalement fixé à environ 250 000 b/j. Dans le détail, les géants pétroliers du Moyen-Orient arrivent à maintenir le cap : l’Arabie Saoudite a accru son offre de 54 000 b/j le mois dernier, les Émirats arabes unis de 44 000 b/j et le Koweït de 27 000 b/j.

Mais les difficultés chroniques en Libye (-45 000 b/j) ou en Irak (-27 000 b/j) continuent de faire dévisser l’Opep de sa trajectoire vers son niveau cible, pourtant maintenu au début du mois (cf. BIP du 04.02). À noter néanmoins que le Nigeria, avec 81 000 b/j en plus en janvier, montre un rebond de son activité après les difficultés de fin 2021 (cf. BIP du 20.01). Pour l’AIE, ce déficit général devrait se poursuivre, plusieurs membres de l’Opep+ faisant face à des contraintes de production, notamment la Libye (cf. BIP du 28.01).

Un marché toujours attendu en excédent, grâce au schiste Reste que l’offre mondiale demeure sur une tendance ascendante. Elle est principalement portée par la production américaine et plus spécifiquement celle du secteur du schiste. Les États-Unis devraient ainsi extraire 1,2 Mb/j en plus en 2022, des chiffres revus à la hausse ce mois-ci par l’AIE. Rien que dans le schiste, la croissance de l’offre doit être de 1 Mb/j cette année d’après une note de Bloomberg, les opérateurs étant stimulés par les cours pétroliers élevés. En dehors des États-Unis, le Guyana, le Brésil et le Canada devraient conjointement accroitre leurs extractions de 460 000 b/j cette année, bénéficiant du lancement de plusieurs projets.

Côté demande, l’AIE a opéré une révision importante de ses données historiques concernant 2019. Celle-ci a conduit à un rehaussement des prévisions de la demande mondiale pour 2022 d’environ 700 000 b/j, à 100,6 Mb/j. La consommation de liquides de gaz naturel en Arabie Saoudite et les besoins pétrochimiques en Chine ont notamment été gonflés. L’Agence mise sur un bond de la demande de 3,2 Mb/j cette année, quand l’Opep prévoit plutôt +4,2 Mb/j – les politiques fiscales incitatives faisant plus que compenser les effets négatifs d’Omicron, selon le cartel. Il souligne par ailleurs que le commerce mondial connait actuellement des volumes records, et que le secteur du tourisme a encore une grande marge de progression afin de retrouver son activité pré-Covid-19. Au final, « malgré une offre plombée par l’Opep+

et une demande revue à la hausse, le marché est toujours attendue en excédent en 2022 »,

conclut l’AIE. Mais, un brin moins optimiste que l’Opep, elle estime que des tensions sur l’offre devraient apparaitre si l’Opep+ continue à manquer ses objectifs. Ces risques pourraient par ailleurs être évités si « les producteurs du Moyen-Orient compensent le manque d’offre en ayant recours à leur capacité de production disponibles », juge-t-elle.

Maxime Gravier

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ACTUALITÉS ACTUALITÉS

UNION EUROPÉENNE

Gaz : « il faut que l’Europe stocke », estime le p-dg de TotalEnergies Au vu de la crise actuelle du gaz en Europe, l’Union européenne aurait sans doute tout intérêt à repenser son modèle car structurellement elle est et restera dépendante de cette énergie pourtant nécessaire à la transition énergétique. « L’Europe est profondément un continent déficitaire », a d’ailleurs rappelé le 10 février le p-dg de TotalEnergies Patrick Pouyanné, interrogé sur les moyens de pouvoir rendre moins dépendant l’Europe vis-à-vis du gaz russe. Et elle devra sans doute en importer de plus en plus compte tenu d’une production britannique en déclin. Seule le Norvège semble avoir encore « un bel horizon ». Selon lui, il y a trois leviers sur lesquels Bruxelles devrait mener une réflexion : le stockage, les terminaux de regazéification et le mix court terme-long terme.

Effectivement, le sujet sur un stockage européen de gaz a été évoqué l’automne dernier lorsque les prix du gaz se sont emballés. « On a créé un marché ouvert du gaz en Europe mais tous les pays n’ont pas des obligations de stockage », a-t-il ainsi constaté, rappelant qu’en France une telle obligation existait pour le gaz comme pour le pétrole avec les stocks stratégiques. « Je pense qu’il faut que l’Europe stocke » du gaz, a-t-il affirmé, estimant que dépendre de tiers dans une activité saisonnière sans avoir d’obligations de stockage n’est pas forcément optimal. Surtout en période de forte demande. Et cela d’autant plus que le GNL ne peut pas combler à lui seul toutes les exportations de gaz russe vers l’Europe. « Le GNL est avant tout un marché mondial » et qui nécessite aussi un maillage territorial. Si l’Europe du Nord peut s’appuyer sur la France (et ses quatre terminaux), la Belgique (Zeebrugge) et les Pays-Bas (Rotterdam), l’approvisionnement en GNL trouve en revanche ses limites en Espagne et en Italie où il existe également des terminaux GNL. Cependant, il devient plus difficile de faire passer le GNL du sud vers le nord ou en tout cas de façon limitée. « Il faut donc construire d’autres terminaux » pour « multiplier les points d’accès sur l’Europe », s’est-il accordé, pointant en particulier l’absence de terminaux en Allemagne (cf. infra).

Mais le patron de TotalEnergies a relevé un autre point moins mis en avant jusqu’ici sur le devant de la scène (sauf par le président russe Vladimir Poutine et certains économistes) : le mix des contrats gaziers. Avec l’ouverture des marchés, l’UE a poussé au développement des contrats spot du gaz. Peut-être une erreur… et de citer le cas de la Chine. Comme le Japon, le pays a très longtemps été un pays qui n’achetait son gaz que sous contrat long terme et n’a que depuis quelques années développé un marché spot. Ainsi, « quand TotalEnergies a vendu cette année [du gaz] en Chine, on n’a pas vendu à 25 ou 30 dollars en moyenne, ce n’est pas vrai. On a vendu

nos contrats long terme qui en moyenne sont montés à 10 $ – aujourd’hui ils sont en moyenne à 12-13 $ - (…) et le surplus a été vendu à 25 ou 30 $ ». Et de constater aussi que lorsque les prix du

gaz étaient au plus bas en 2020, personne ne s’était plein. Mais l’inconvénient du court terme est qu’il n’a pas d’amortisseur en cas de hausse, ce que permettent notamment les contrats long terme. C’est donc une réflexion que doit aussi mener Bruxelles : « est-ce qu’on accepte en

Europe d’avoir un mix de contrat à long terme et de contrat à court terme et quel est le bon équilibre ? Ce n’est pas une réponse simple », a-t-il convenu.

FRANCE

Les TRV gaz se seraient nettement détendus en mars L’afflux de gaz naturel liquéfié (GNL), notamment américain, en fin d’année dernière et au début de cette année a été une véritable bouffée d’air pour les cours du gaz en Europe. Après avoir atteint un prix record de 183,109 euros/MWh sur le marché spot d’EEX le 22 décembre, le Vieux Continent a vu de nombreuses cargaisons de GNL rerouter en sa direction, faisant chuter les cours vers les 70 ¤/MWh. Depuis lors, les prix sont restés nettement sous les 100 ¤/MWh même à la fin janvier lorsque les tensions entre la Russie et les Occidentaux autour

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de l’Ukraine étaient au plus fort. Ce “redoux” sur les cours se reflète aujourd’hui dans le barème tarifaire théorique des tarifs réglementés de vente (TRV) du gaz, bloqués au niveau fixé le 1er octobre avec la mise en œuvre du bouclier tarifaire. En effet, selon une estimation de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), publiée le 10 février, l’application de la formule tarifaire « aurait entraîné, par rapport au barème théorique de février 2022, une baisse moyenne au 1er mars 2022 de 17,4 % HT, soit 16,4 % TTC ». Malgré ce recul, le niveau moyen des TRV au 1er mars serait encore supérieur de 43,4 % HT et 39,2 % TTC par rapport au niveau en vigueur fixé au 1er octobre.

FRANCE

Carburants : Bruno Le Maire exclut une baisse de la fiscalité Alors que les prix des carburants battent des records chaque semaine, le ministre de l’Économie Bruno Le Maire exclut toujours toute baisse des taxes. Lors d’un entretien accordé à CNews le 11 février, Bruno Le Maire a indiqué qu’il n’optera pas pour une baisse de « la

fiscalité sur l'essence ou sur le diesel qui va coûter des dizaines de milliards d'euros à l'État et qui se verra assez peu dans la poche des Français ». « Est-ce qu'on veut vraiment baisser les taxes sur les énergies fossiles ? Est-ce que c'est vraiment la bonne politique pour nous aider à accélérer la transition écologique ? », a-t-il ajouté. « Moi je préfère m'engager devant les Français à ce que toutes les recettes fiscales issues des énergies fossiles soient fléchées vers la décarbonation de notre économie, vers la transition écologique. » Fin janvier, le ministre avait déjà indiqué son opposition à un changement de la fiscalité, déclarant « on ne répond pas à un problème structurel, la hausse du prix du pétrole et notre dépendance aux énergies fossiles, avec des mesures de court terme » (cf. BIP du 25.01).

Il y a quelque jours, le p-dg de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, avait lui fait un appel du pied au gouvernement en plaidant pour une TICPE variable. « Je suis favorable personnellement à une TIPP [l’ancienne taxe intérieure sur les carburants, rebaptisée en 2011 TICPE, ndlr] variable.

On m’a toujours dit que c’était compliqué à mettre en œuvre. Je pense que ça serait un phénomène auto-régulateur qui permettrait vis-à-vis des consommateurs de montrer que tout le monde fait un effort », a expliqué Patrick Pouyanné (cf. BIP du 10.02).

Face à la hausse des prix de l’énergie, le gouvernement a mis en place plusieurs mesures – tels le chèque énergie, l’indemnité inflation, le plafonnement du prix du gaz et de l'électricité – pour un coût dépassant les 15 milliards d'euros. Mais pour l’association 40 millions d’automobilistes, le compte n’y est pas. « Ce fameux ‘chèque inflation’ n’a été qu’un coup médiatique, et finalement un coup d’épée dans l’eau pour les Français, a déclaré Daniel Quéro, dirigeant de l’association. D’une part, ça n’a répondu en rien à leurs véritables attentes,

et d’autre part personne n’a été dupe : les 3,8 milliards d’euros mis sur la table par le gouvernement en guise de prime de fin d’année n’est en réalité qu’une petite partie des recettes supplémentaires engrangées par l’État grâce à la hausse des prix des carburants et aux lourdes taxes qui pèsent sur ces produits. L’affirmation de Bruno Le Maire selon laquelle ‘au bout du compte, la crise énergétique va coûter beaucoup plus cher à l’État qu’elle ne va lui rapporter’ est donc un mensonge ! » L’association propose ainsi une baisse de la TVA à 5,5 % et une légère hausse de la TICPE, ce qui permettrait de restaurer un peu du pouvoir d’achat des usagers et d’envisager plus sereinement un accès progressif et massif à des véhicules plus vertueux.

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FRANCE

L’État prolonge de 3 ans la convention d’exploitation de Donges-Melun-Metz Faute de repreneur, l’État doit malgré tout assurer le bon fonctionnement du système d’oléoduc Donges-Melun-Metz (DMM). La convention d’exploitation de l’infrastructure, qui arrive à échéance le 28 février prochain, a de fait été prolongée « pour une durée maximale de trois ans », selon un décret daté du 8 février et paru au Journal Officiel du 10 février. Dans son projet de déclasser le système d’oléoduc DMM de son domaine public, l’État a lancé en septembre dernier un appel d’offres. Pour cela, il s’était mis d’accord avec les actionnaires de la Société française Donges-Metz (SFDM), qui exploite l’infrastructure pétrolière, à savoir Bolloré Energy et le Grand Port Maritime de Nantes Saint-Nazaire, pour céder de façon concomitante les actions de la SFDM et la propriété du système d’oléoduc au lauréat de l’appel d’offres. En janvier dernier, l’État a donc publié au JO deux arrêtés annonçant le rachat par l’État des 95,05 % de la SFDM détenus par Bolloré Energy et les 4,95 % du port de Nantes Saint-Nazaire (cf. BIP du 21.01).

Las, l’appel d’offres a finalement été déclaré « infructueux », l’État constatant que la transaction « ne pouvait manifestement pas être réalisée au plus tard le 28 février 2022 dans des conditions satisfaisantes, et notamment dans le respect de ses intérêts patrimoniaux », explique-t-il dans l’exposé des motifs du décret. La SFDM est donc devenue aujourd’hui une société anonyme à capitaux publics, dont la direction générale a été confiée à Rémi Weber, ancien directeur du service national des oléoducs interalliés et ancien chef du service spécial des dépôts d’hydrocarbures. La prolongation de la convention doit ainsi donner à l’État la capacité de trouver un acquéreur pour l’oléoduc et les dépôts pétroliers associés. Le texte prévoit d’ailleurs une « résiliation automatique » de la convention d’exploitation en cas de cession du système DMM à l’acquéreur de la SFDM. Tout l’enjeu désormais est de trouver un tel investisseur pour une infrastructure pétrolière en pleine période de transition énergétique.

FRANCE

En pleine crise énergétique, Ohm Énergie lève 13,5 M¤ Le fournisseur d’énergie Ohm Énergie a annoncé le 25 janvier avoir levé 13,5 millions d’euros mi-décembre 2021, une opération qui détonne dans le paysage énergétique actuel marqué par des faillites et des arrêts de fourniture en raison de la hausse des prix de gros de l’énergie. Dix millions d’euros sont fournis par un pool bancaire mené par la BPRI, un montant complété par un financement de 1,5 M¤ de Bpifrance et un apport de 2 M¤ des investisseurs historiques (un groupement de 50 family office et d’investisseurs privés). Le fournisseur fait état d’un portefeuille qui « a presque triplé en 2021, passant de 60 000 à 165 000 compteurs » lui assurant la septième position des fournisseurs alternatifs de gaz et d’électricité sur le marché français.

La fourniture d’électricité concerne deux tiers des clients du portefeuille et celle de gaz un tiers. « La confiance renouvelée des investisseurs et des banques sanctionne la bonne gestion de nos achats d’énergies, un atout essentiel dans le contexte de marché actuel », a déclaré François Joubert, directeur d’Ohm Énergie. Le fournisseur va utiliser ces nouveaux fonds pour accompagner sa croissance. Il vise un portefeuille de 300 000 compteurs en 2022 et de 500 000 en 2023. Une trentaine de recrutements sont prévus pour participer à ces objectifs.

« Dans un contexte difficile où de nombreux compétiteurs réduisent la voilure ou se retirent du marché, nous maintenons nos objectifs de croissance et de développement de nos services », a relevé François Joubert.

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ACTUALITÉS

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FRANCE

L’Anah revient sur une année 2021 exceptionnelle L’Agence nationale pour l’habitat (Anah) a distribué 3,11 milliards d’euros d’aides en 2021 pour la rénovation de 751 646 logements privés, selon des chiffres publiés le 26 janvier. « L’amélioration

de l’habitat privé a atteint des niveaux exceptionnels, portée par le déploiement de dispositifs plus simples, plus lisibles et accessibles », se félicite l’agence, qui a fêté son cinquantième

anniversaire fin 2021. Cette dynamique a permis de générer 8,48 mds¤ de travaux et de créer ou préserver 89 040 emplois sur l’année. Le dispositif MaPrimeRénov’, élargi à tous les propriétaires en 2021, a vu un total de 644 073 primes accordées sur 770 000 dossiers déposés « et d’ores et déjà 372 828 chantiers terminés et payés ». Les travaux réalisés concernent à 70 % des changements de chauffage et à 26 % l’isolation du logement. Selon l’agence, 66 % des ménages aidés n’auraient pas fait de travaux sans cette prime qui a été attribuée à hauteur de 45 % à des ménages aux revenus très modestes et 23 % à des ménages aux revenus modestes. Cette année, pour laquelle l’Anah dispose d’un budget de 3,2 mds¤ pour la rénovation de 800 000 logements (cf. BIP du 16.12.21), est marquée par le remplacement du réseau FAIRE par la plateforme France Rénov’. Lancée par le gouvernement en octobre 2021 (cf. BIP du 26.10.21), elle devient « le point

d’entrée unique de tous les parcours de travaux ».

ALLEMAGNE

Berlin mise (toujours) sur le GNL pour réduire sa dépendance au gaz russe Chaque “crise” gazière rappelle à l’Allemagne sa grande dépendance au gaz russe. La crise géopolitique entre Moscou et les pays occidentaux autour de l’Ukraine en est une de plus.

Pour limiter cette dépendance, la solution est pourtant vite trouvée : Berlin doit développer ses projets de terminaux méthaniers. Et en effet, « Le plan du gouvernement est de développer les terminaux GNL en Allemagne », a indiqué le 2 février Steffen Hebestreit, le porte-parole du chancelier Olaf Scholz, lors d’une conférence de presse régulière, selon des propos rapportés par l’AFP. « Le gaz liquéfié est une solution alternative à l’importation de gaz russe », a-t-il ajouté.

Poussé par l’ancien président américain Donald Trump, qui n’avait pas hésité à critiquer la dépendance de l’Allemagne vis-à-vis du gaz russe (cf. BIP du 13.07.18), l’Allemagne avait finalement accepté l’idée de se doter de terminaux GNL pour importer, notamment, du GNL des États-Unis. En 2019, Berlin pouvait ainsi compter sur trois projets, un dans le port en eau profonde de Wilhemshaven, porté par l’énergéticien allemand Uniper, un dans les villes de Brunsbüttel (German LNG, une JV entre Gasunie, Vopak et Oiltanking) et de Stade, près de Hambourg (Stade LNG, porté par Hanseatic Energy Hub), au nord du pays. Las, après un premier open season non contraignant positif, Uniper n’est pas parvenu à transformer les marques d’intérêt en intérêt ferme au cours de la 2e phase. L’Allemand s’est finalement résigné à transformer son projet de Wilhelmshaven pour en faire un futur hub hydrogène (cf. BIP du 21.04.21).

Fort désormais de deux projets encore en course, le gouvernement allemand estime aujourd’hui qu’ils doivent « être accélérés ». Les chantiers n’ont toujours pas commencé en raison de difficultés administratives et financières, malgré leur lancement en 2019. Ces projets, menés par des acteurs privés, sont subventionnés par les pouvoirs publics. L’Allemagne ne dispose d’aucun équipement de ce type pour l’instant, et reçoit l’ensemble de son approvisionnement en gaz via des gazoducs. Le pays importe actuellement 55 % de son gaz depuis la Russie. De tels terminaux permettraient à Berlin de diversifier ses fournisseurs, en augmentant ses commandes depuis les États-Unis, le Qatar, ou encore le Canada. (Avec AFP)

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CANADA

L’AIE évalue la stratégie de transition énergétique Pour atteindre ses objectifs climatiques ambitieux, le Canada doit tirer parti de son électricité propre pour entreprendre d’importantes réductions d’émissions dans les secteurs des transports, de l’industrie, du pétrole et du gaz, estime l’Agence internationale de l’énergie (AIE) dans son rapport dédié au pays et publié le 13 janvier. Grâce notamment à l’hydraulique, 83 % de son électricité provient de sources non émettrices de carbone et le pays devrait atteindre 90 % en 2030. Cependant, concernant l’énergie en général, le tableau est moins reluisant puisque la production et l’utilisation d’énergie comptent pour 80 % des émissions de gaz à effet de serre du pays dont 26 % dans l’industrie, 26 % pour le transport et 13 % pour le bâtiment.

L’AIE met également en exergue dans son rapport les transformations en cours du système énergétique canadien et émet des recommandations pour renforcer notamment les engagements dans la lutte contre le réchauffement climatique. Le Canada veut réduire de 40 % à 45 % ses émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2030 par rapport à 2005 et atteindre zéro émission nette d’ici à 2050. Pour y parvenir, le pays a entre autres mis en place un système de tarification du carbone, prévoit d’étendre la durée de vie de ses centrales nucléaires, de déployer des petits réacteurs modulaires (SMR) et dispose d’un règlement fédéral portant sur les émissions de méthane de son important secteur pétrolier et gazier. Si le rapport constate que l’intensité des émissions de la production pétrolière et gazière du Canada a diminué ces dernières années, il souligne aussi l’importance d’accentuer cette réduction car ce secteur compte pour un quart des émissions nationales de gaz à effet de serre.

L’AIE souligne également le rôle moteur du Canada dans de nombreux domaines d’innovation comme la capture, l’utilisation et le stockage de CO2, l’hydrogène propre et les SMR. Elle recommande par ailleurs de promouvoir une stratégie nationale en faveur de l’efficacité énergétique, d’augmenter les interconnexions électriques entre les différentes provinces canadiennes, d’étendre l’accès à l’énergie auprès des communautés autochtones isolées du nord du pays et de prévoir des actions de soutien pour les travailleurs du secteur du charbon qui seront affectés par la transition énergétique. « Le Canada a présenté un ensemble complet

de mesures politiques et d’investissements dans tous les secteurs pour atteindre ses objectifs climatiques, y compris une forte composante d’énergie propre dans ses efforts de relance économique liés à la Covid-19 », a déclaré le Fatih Birol, directeur exécutif de l’AIE.

EN BREF ________________________________________________________________ FRANCE Le Cetim (Centre technique des industries mécaniques) va engager 25 millions d’euros pour doter la mécanique française des moyens et des compétences pour assurer la maîtrise technologique des changements qu’impose l’utilisation de l’hydrogène sous ses formes gazeuses et liquide, a-t-il indiqué le 3 février. L’organisation va notamment mettre en place, en Pays de la Loire, un centre d’ingénierie et d’essais des matériaux baptisé HyMEET (Hydrogen Material and Equipement Engineering and Testing Center) pour un investissement de 11 M¤.

ALLEMAGNE Le régulateur a interdit à un fournisseur de demander à ses clients des avances sur paiement supplémentaires et le menace d’une amende de 100 000 euros par infraction.

La Bundesnetzagentur avait ouvert en octobre 2021 une enquête sur les pratiques de Rheinische Elektrizitäts- und Gasversorgungsgesellschaft, maison-mère des fournisseurs Immergrün et Meisterstrom. Elle estime que les demandes de l’entreprise ne reposent sur aucune base légale.

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FRANÇOIS KALAYDJIA

DIRECTEUR ÉCONOMIE ET VEILLE ET COORDINATEUR HYDROGÈNE À L’IFPEN

« Le H2 bleu est incomparablement moins émissif que le H2 gris » Au mois d’août 2021, deux chercheurs des universités américaines de Cornell et Standford publiaient* un article (cf. BIP du 01.09.21) dans lequel ils avançaient que les émissions issues de la production d’hydrogène bleu – à partir de gaz naturel avec captage de CO2 – n’étaient inférieures que de 9 à 12 % à celles du H2 gris (par reformage du CH4 seul). Qui plus est, le H2 bleu émettrait 20 % de plus que la combustion directe du gaz naturel ou du charbon.

Une analyse qui est contredite par une étude menée par François Kalaydjian, directeur Économie et Veille et coordinateur Hydrogène à l’IFPEN.

Crédits : IFPEN

Vous avez étudié les données publiées dans l’article de Robert W. Howarth et David R. Jacobson. À quelles conclusions arrivez-vous ?

François Kalaydjian - Contrairement à la thèse avancée par Robert W. Howarth et David R. Jacobson dans leur article, l’hydrogène bleu, celui produit par conversion du gaz naturel et incluant le captage du CO2 émis, apporte en fait de réels bénéfices en termes de réduction des émissions de CO2. C’est le constat qui peut être dressé si les méthodes de calcul habituelles pour évaluer le pouvoir de réchauffement global et les performances des procédés industriels sont utilisées. Les procédés dont il est question ici, concernent aussi bien la limitation des émissions fugitives de méthane que les taux de captage du CO2. En utilisant des hypothèses communément partagées, on trouve que l’hydrogène bleu permet de réduire de 60 % les émissions par rapport à son homologue gris, ce dernier émettant 50 % de moins que l’estimation de M. Howarth et M. Jacobson. En termes absolus, les émissions de l’hydrogène bleu sont finalement inférieures à 30 gCO2eq/MJ, soit près de cinq fois moins que les estimations figurant dans l’article en référence.

Quel est le rôle du potentiel de réchauffement global du méthane dans ce cas précis ?

La méthode habituelle de calcul des émissions équivalentes de CO2, celle préconisée par le GIEC, consiste à considérer une période de 100 ans pour estimer le pouvoir de réchauffement planétaire des différents gaz à effet de serre et les exprimer en émissions équivalentes de CO2. Cela permet d’éviter ainsi de sous-estimer les émissions de CO2, de loin le principal contributeur au réchauffement climatique. Malgré cela, les auteurs choisissent, pour leur démonstration, une durée de 20 ans qui conduit à surestimer l’impact du méthane. De plus, ils appliquent pour ce qui est du méthane un potentiel de réchauffement global (PRG) de 86 sur une période de 20 ans au lieu de la valeur standard de 75, comparée à 25 sur une période usuelle de 100 ans. L’impact du méthane, compte tenu de son taux de fuite anormalement élevé, de la méthode d’évaluation de son pouvoir de réchauffement, est alors amplifié, conduisant aux performances de l’H2 bleu annoncées comme décevantes dans l’article en référence.

Vous remettez en cause également les niveaux de fuites de méthane considérés dans cet article…

En effet, dans cet article, les fuites de méthane ont un poids très important. Elles contribuent en fait à 70 % des émissions de l’hydrogène bleu. Il est nécessaire de comprendre comment elles ont été estimées. Le taux de fuite de méthane retenu par R.W. Horwart et David R. Jacobson est de 3,5 %. Cette valeur est celle observée par les auteurs sur un champ de gaz non conventionnel aux États-Unis. On peut se questionner sur la capacité de celui-ci à représenter les performances de l’ensemble de l’industrie gazière, qu’il s’agisse de réserves de gaz conventionnelles ou non. Un tel

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ZOOM

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taux est ainsi à comparer au taux de fuite de 0,25 % évalué par les acteurs européens de cette filière et à celui de 0,2 % qu’ils annoncent pour 2025, soit une valeur 15 fois plus faible que celle retenue dans l’article.

Par conséquent, toute surestimation des émissions fugitives de CH4, surtout lorsqu’elles sont calculées sur une courte période comme 20 ans, aura un impact considérable sur les émissions totales. Par ailleurs, au-delà de ces fuites incontrôlées, les auteurs affirment que les compagnies opératrices émettent vers l’atmosphère du gaz qui ne serait pas commercialisé. Ceci est contraire aux règles HSE que ces entreprises ont adoptées. Sur cette base, ils établissent donc que les émissions d’équivalent CO2 de l’hydrogène gris et bleu sont respectivement de 153 gCO2eq/MJ et 134,9 gCO2eq/MJ alors que si l’on adopte un taux de fuite de 0,2 %, les émissions de H2 gris sont ramenées à 80 gCO2eq/MJ. Qu’elle est la place des taux de captage de CO2 considérés dans l’article en référence ?

Dans cet article, deux opérations de captage de CO2 sont prises en compte : la première effectuée sur l’unité SMR [Steam Methan Reforming] et la seconde sur l’unité de production d’électricité.

Pour ces deux opérations, les auteurs considèrent des taux de captage assez faibles : 85 % pour la première unité et 65 % pour la seconde, alors qu’habituellement des taux de captage supérieurs à 90 % sont supposés pouvoir être atteints par la profession. Si l’on applique ce taux de captage de 90 % avec un taux de fuite de méthane ramené à 0,2 % et un PRG calculé sur 100 ans, les émissions d’équivalent CO2 de l’hydrogène bleu s’élèvent en fait à 29 gCO2e/MJ et non pas à 134,9 gCO2e/MJ comme indiqué par les auteurs. On peut donc affirmer que si le H2 bleu est plus émissif que le H2 vert, il est incomparablement mois émissif que l’H2 gris. Et cela constitue une véritable opportunité pour la transition énergétique.

Enfin, vous questionnez également les méthodes d’analyse de cycle de vie (ACV) utilisées par Horwath et Jacobson…

En effet, la démarche des auteurs n’est pas réellement une approche ACV car ils ne prennent pas en compte les différents éléments de process industriels que l’on peut chaîner les uns aux autres.

Au lieu d’étudier ce qu’il se passe pour chaque unité du process, les auteurs enchaînent des réactions chimiques, ce qui ne permet pas de développer une véritable approche d’analyse de cycle de vie. Il existe, dans la littérature, deux articles** qui ont développé une approche ACV de la production d’hydrogène bleu. Dans le premier, la performance de réduction des émissions de CO2 de l’hydrogène bleu varie de 45 % à 85 % et dans le second elle est de 70 %. La performance climatique du H2 bleu est donc beaucoup plus élevée que celle annoncée dans l’article de Ms. Howarth et Jacobson. On peut donc estimer que l’utilisation du savoir-faire de l’industrie permet une réduction de 60 % des émissions de l’H2 gris, avec, en termes absolus, des émissions de CO2eq sont inférieures à 30gCO2eq/MJ, soit près de 5 fois moins que les estimations de Howarth pour l’hydrogène gris. Ceci démontre tout l’intérêt que représente l’H2 bleu pour accélérer le déploiement de l’hydrogène décarboné et ainsi se positionner sur la trajectoire de neutralité carbone à l’horizon 2050. ______________________________ * Robert W. Howarth et David R. Jacobson, in « Energy, Science and Engineering » ** Antonini et al 2020 et Salkuyeh et al 2017.

Propos recueillis par Eric Saudemont

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STATISTIQUES STATISTIQUES

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Bulletin pétrolier de la Commission européenne Situation des prix à la date du 07/02/2022

PRIX À LA CONSOMMATION DES PRODUITS PÉTROLIERS HORS DROITS ET TAXES Euro-Super 95 1 000 l (1)

Gazole moteur 1 000 l (1)

Gazole chauffage 1 000 l (2)

Fioul résiduel (soufre ≤1% tonne (3))

Autriche

721,56

795,70

706,95

548,00

Belgique

782,69

829,98

797,96

506,47

Bulgarie

683,61

737,08

751,10

Croatie

715,74

815,32

654,39

766,09

Chypre

718,28

813,15

736,61

769,78

République tchèque

725,00

813,19

690,77

N.A

Danemark

867,91

875,97

981,56

853,81

Estonie

800,33

871,33

878,67

Finlande

814,69

964,48

785,04

France

779,83

795,38

810,61

Allemagne

848,86

927,08

773,10

Grèce

776,85

860,44

714,15

612,70

Hongrie

717,43

745,69

745,69

620,80

Irlande

761,09

786,65

654,25

621,44

Italie

762,85

768,33

826,36

644,39

Lettonie

752,09

733,10

733,10

Lituanie

766,00

817,33

704,66

Luxembourg

777,98

844,14

712,58

Malte

586,21

553,02

615,37

Pays-Bas

844,32

892,47

790,81

671,14

Pologne

719,24

757,98

780,20

581,56

Portugal

801,61

819,11

779,91

807,88

Roumanie

760,78

780,50

655,61

598,83

Slovaquie

720,52

788,18

Slovénie

703,33

757,55

680,50

Espagne

815,64

814,69

688,88

500,96

809,47

1 190,47

681,47

616,46

795,24

833,62

773,65

591,73

472,58

808,64

837,59

773,69

582,50

480,19

Suède Moyenne UE (27)

(4)

Moyenne Zone euro

(5)

Fioul résiduel (soufre >1% tonne (3))

603,00

323,74

560,98

469,97

554,34

Le Bulletin publie chaque semaine les prix communiqués par les États membres comme étant les plus fréquemment pratiqués, pour une catégorie de consommation bien spécifique définie ci-dessus. Les comparaisons de prix entre États membres, ainsi que leur évolution doivent être faites avec une certaine prudence et sont d’une validité limitée en raison, non seulement des fluctuations des taux de change, mais également des différences dans les spécifications de qualité des produits, des méthodes de distribution, des structures de marché propres à chaque État membre et dans la mesure où les catégories répertoriées sont représentatives de l’ensemble des ventes pour un produit donné.

STATISTIQUES

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GPL, 1 000 l en euros (1)

Belgique

645,45

Bulgarie

481,89

Croatie

664,65

République tchèque

480,52

Estonie

442,00

France

635,81

Allemagne

676,27

Hongrie

625,01

Italie

522,98

Lettonie

480,22

Lituanie

434,14

Luxembourg

632,97

Pays-Bas

557,47

Pologne

481,89

Portugal

506,10

Roumanie

570,25

Slovaquie

494,22

Slovénie

568,55

Espagne

678,78

TAUX DE CHANGE DE L’EURO 1 euro = Bulgarie

1,95580 Lev

Croatie

7,52000 Hrk

République tchèque Danemark

24,22200 Tch 7,44430 Kr Dan

Hongrie

353,48000 Forints

Pologne

4,54320 Zlotys

Roumanie Suède

4,94610 Leu 10,44830 Kr Suéd

(1) Prix à la pompe, (2) Prix franco consommateurs pour des livraisons de 2 000 à 5 000 litres, (3) Prix franco consommateurs pour des livraisons inférieures à 2 000 tonnes par mois ou inférieures à 24 000 tonnes par an (pour l’Irlande, livraisons de 500 à 1 000 tonnes par mois), Les prix droits et taxes compris s’entendent hors TVA, (4) Moyenne résultant d’une pondération des quantités consommées de chaque produit au cours de l’année 2019 - EUR 27 (5) Moyenne résultant d’une pondération des quantités consommées de chaque produit au cours de l’année 2019 - Eurolan

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Études & documents

PRÉSIDENTIELLE 2022 Accélérer pour faire de la France un pays leader de l’hydrogène Source : France Hydrogène (1/4)

Dans son livre blanc pour la présidentielle 2022, que nous reprenons ci-après, et dans nos prochaines éditions, France Hydrogène réunit 10 propositions à l’attention des candidats à la présidence de la République, à réaliser lors du prochain quinquennat, pour faire de la France un leader de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone à 2030.

Pour le prochain quinquennat, nos 10 propositions pour faire de la France un leader de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone 1. Réussir la décarbonation de l’économie française grâce au développement de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone 2. Pérenniser un socle de production électrique bas-carbone afin de décarboner massivement la production d’hydrogène par électrolyse, et accélérer le déploiement de nouvelles installations photovoltaïques, éoliennes sur terre et en mer, hydrauliques, et marines pour produire de l’hydrogène renouvelable 3. Maitriser les prix de l’électricité pour une alimentation compétitive des électrolyseurs, via les coûts d’accès au réseau et des contrats d’achat d’électricité décarbonée de long terme 4. Garantir la neutralité technologique des voies de production de l’hydrogène dans les appels d’offre et les marchés publics 5. Accélérer la transition des transports grâce à des aides ciblées et adaptées aux véhicules et stations à hydrogène 6. Préparer le déploiement d’infrastructures de transport et de stockage d’hydrogène sur le territoire 7. Favoriser une filière de fabrication française et intensifier les efforts de R&D pour réindustrialiser l’économie et générer des relais d’emplois pérennes 8. Adapter les compétences et formations aux besoins de la filière et à la transition écologique 9. Simplifier les démarches et les procédures pour les acteurs de terrain 10. Promouvoir des coopérations industrielles européennes et soutenir la filière française à l’international

Un élan sans précédent pour l’hydrogène Une dynamique sans précédent de développement de l’hydrogène est engagée. Dans un contexte de lutte contre le changement climatique et de relance économique post pandémie, la France s’est

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ÉTUDES & DOCUMENTS

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positionnée dans le peloton de tête des pays les plus avancés en Europe et dans le monde avec le lancement en 2020 d’une Stratégie d’accélération pour l’hydrogène décarboné, complétée par le plan d’investissement France 2030.

La révolution hydrogène est en cours Partout dans le monde, l’hydrogène est en train de devenir un vecteur énergétique stratégique pour réussir la transition écologique, en raison de l’alignement de quatre facteurs clefs.

1. Le défi climatique Après l’Accord de Paris de 2015, et à la suite des nouveaux constats alarmants du GIEC, la lutte contre le changement climatique doit devenir la priorité absolue pour tenir une trajectoire d’augmentation des températures en deçà de 2 degrés d’ici la fin du siècle. La France poursuit en ce sens poursuit un objectif de neutralité climatique à horizon 2050 et devra baisser ses émissions de gaz à effet de serre de 55 % d’ici 2030 par rapport à 1990. Le cap est clair, et le rythme à tenir exigeant : de - 3 à - 3,3 % d’émissions chaque année pour y parvenir. Cet effort important nécessite des politiques climatiques ambitieuses et cohérentes alliant un triptyque efficacité énergétique, sobriété écologique et innovation technologique. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) estime que près de la moitié des baisses d’émissions nécessaires devront provenir de technologies qui ne sont actuellement qu’au stade de la démonstration ou du prototype. Parmi elles, l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone est identifié par l’AIE comme un levier pertinent de décarbonation de l’industrie (raffineries, engrais, chimie, sidérurgie) et des mobilités lourdes (routière, ferroviaire, maritime, aérienne)

2. Le défi énergétique Aucune solution ne doit être écartée sur la voie de la neutralité carbone. Elle sera atteinte grâce à un mix énergétique diversifié. Les énergies renouvelables, dont l’hydroélectricité, mais également l’énergie nucléaire, doivent être mises à contribution pour se substituer aux énergies fossiles qui représentent encore 63 % de la consommation finale d’énergie en 2020. L’impératif est notre sortie du charbon, du pétrole puis du gaz naturel. Pour réduire notre dépendance, l’électrification directe doit être encouragée partout où elle est pertinente, mais l’électricité ne représentera en 2050 que 50 à 60 % de la consommation finale d’énergie.

Répartition de la consommation finale d’énergie en France - Total : 152,2 Mtep en 2020

Champ : France entière (y compris DROM) - Source : SDES, bilan énergétique de la France

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D’autres moyens décarbonés seront donc nécessaires, tels que les gaz et l’hydrogène renouvelables ou bas-carbone. 880 000 tonnes d’hydrogène fossile consommées chaque année en France pour le raffinage, la production d’engrais, et la chimie, peuvent aujourd’hui être décarbonées grâce à de nouvelles technologies de production. De plus, de nouveaux usages de l’hydrogène dans la sidérurgie la cimenterie et la mobilité lourde, des secteurs difficiles à décarboner où l’électrification sera peu opérante, sont à encourager. L’hydrogène décarboné pourrait représenter 13 à 14 % de la consommation finale d’énergie en 2050, voire jusqu’à 20 à 22 % dans les scénarios les plus ambitieux. L’hydrogène seul ne fera pas la transition énergétique, mais la transition énergétique ne peut réussir sans l’hydrogène.

3. Le défi technologique Les technologies de l’hydrogène ont connu ces dernières années de formidables avancées, en termes de rendements et de réductions des matières premières utilisées. Les coûts des piles à combustible ont baissé de 70 % depuis 2008. L’utilisation de l’hydrogène devient envisageable pour de nouveaux usages comme le transport maritime ou le transport aérien. Le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) est aujourd’hui l’un des premiers pourvoyeurs de brevets dans le domaine.

La France dispose déjà de nombreux champions industriels positionnés sur l’ensemble de la chaine de valeur de l’hydrogène, depuis sa production, son transport, son stockage, sa distribution et ses usages dans l’industrie ou le transport, qui en font un candidat sérieux dans une course internationale au leadership déjà engagée. Les électrolyseurs ou les piles à combustible sont aujourd’hui techniquement matures et prêts au déploiement.

4. Le défi économique Avec la réduction significative des coûts de production de l’électricité renouvelable, la compétitivité de l’hydrogène renouvelable avec les énergies fossiles peut désormais être plus que jamais envisagée, et atteignable à horizon 2030. Dans le monde, les prix de l’électricité solaire ont en moyenne été divisés par 10 entre 2009 et 2019, et ont baissé de 70 % pour l’électricité éolienne. Mais les technologies de l’hydrogène sont encore onéreuses. Comme pour les panneaux photovoltaïques ou les éoliennes, seul un passage à l’échelle de ces équipements par un investissement massif des industriels, allié à une aide des pouvoirs publics, permettra de générer les économies d’échelle suffisantes pour entrainer une baisse massive des coûts production. La France a besoin d’investissements significatifs pour développer une offre industrielle de l’hydrogène.

La France est bien positionnée dans la course mondiale La France s’est engagée dans des dynamiques fortes, désormais ancrées dans la durée.

Une dynamique industrielle Avec plus de 360 membres, France Hydrogène regroupe l’équipe de France de l’hydrogène, dont des grands groupes de l’industrie, de l’énergie et des transports, un réseau dense de PME et ETI ainsi que les principaux acteurs de la recherche. Ces dernières années, les investissements de ces industriels sur notre territoire se sont multipliés. Ils se traduisent par des projets d’implantation et le lancement de nouvelles usines ou chaines de production pour la fabrication d’équipements et composants clefs des technologies de l’hydrogène. Les annonces d’investissements se multiplient partout sur les territoires comme à Belfort, Béziers et Aspach-Michelbach en Alsace (électrolyseurs), à Grenoble et près de Chambéry (stations à hydrogène), à Aixen-Provence, Bordeaux et près de Lyon (piles à combustible), à Dole et à Bavans en Bourgogne-Franche-Comté (réservoirs), ou à encore Albi, Tarbes, Valenciennes ou en région parisienne (véhicules à hydrogène).

Une dynamique territoriale Des projets liés à l’hydrogène se multiplient sur le terrain grâce à l’engagement des collectivités territoriales. Près de 240 projets hydrogène sont en cours de déploiement ou déjà en service sur l’ensemble du territoire, à l’image des bus à hydrogène en circulation dans les agglomérations d’Auxerre, La Roche-surYon, Le Mans, Lens, Pau, ou Versailles.

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Des électrolyseurs sont en cours de déploiement dans la bioraffinerie de La Mède en région Sud, dans le complexe industrialo-portuaire de Port-Jérôme en Normandie, ou auprès des parcs éoliens onshore de la Vendée. Douze régions métropolitaines se sont dotées de feuilles de route régionales pour l’hydrogène et investissent des enveloppes de plusieurs dizaines de millions d’euros pour coordonner et structurer des écosystèmes locaux d’hydrogène dans les territoires. En Corse comme dans les Outremers, des projets sont en cours de développement pour utiliser l’hydrogène comme solution de stockage de l’énergie dans des zones non-interconnectées au réseau national.

Une dynamique internationale La France s’est inscrite en pionnière dans un environnement européen désormais largement engagé sur la voie de l’hydrogène. En juillet 2020, l’Union européenne a adopté sa propre Stratégie hydrogène pour une Europe climatiquement neutre, et a fixé des objectifs de 6 GW de capacités d’électrolyse et 1 million de tonnes d’hydrogène décarboné en 2024, puis de 2 x 40 GW d’électrolyse et de 10 millions de tonnes pour 2030. En Europe, l’Allemagne, l’Autriche, la Belgique, le Danemark, l’Espagne, l’Italie, les Pays-Bas, la Pologne, Portugal, le Royaume-Uni ont tous développé des stratégies hydrogène nationales et avancent conjointement pour des coopérations industrielles. À l’échelle mondiale, la course au leadership est déjà lancée et ce sont près de 40 pays qui ont aujourd’hui adopté des stratégies hydrogène et engagé de larges investissements, à l’instar de l’Arabie saoudite, de l’Australie, du Canada, du Chili, de la Chine, des Émirats Arabes Unis, des États-Unis, du Japon, du Maroc, ou de la Russie.

Une dynamique politique Dotée d’un soutien financier public de plus de 9 milliards d’euros sur 10 ans, la Stratégie nationale pour le développement de l’hydrogène décarboné vise à déployer 6,5 GW de capacités d’électrolyse à horizon 2030. Les axes privilégiés visent à : •

Décarboner l’industrie en faisant émerger une filière française compétitive de l’électrolyse.

•

Développer une mobilité professionnelle, lourde ou intensive, à l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone.

•

Soutenir la recherche, l’innovation et le développement des compétences afin de favoriser les usages de demain.

Ces orientations ont été réaffirmées à travers le nouveau plan d’investissement France 2030, qui vise explicitement à faire de la France le leader de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone et à installer au moins deux gigafactories d’ici 2030. Piloté par le ministre de l’Économie et des Finances et le ministre de la Transition écologique, un Conseil national de l’hydrogène assure la bonne mise en œuvre de la Stratégie en concertation avec les filières industrielles.

Développer l’hydrogène pour des usages ciblés Le développement de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone répond à des besoins ciblés et dont les usages doivent être priorisés en fonction de l’intérêt environnemental et économique

L’industrie L’hydrogène renvoie aujourd’hui avant tout à une réalité industrielle, celle d’une matière première consommée à hauteur de 880 000 tonnes en France, 10 millions de tonnes en Europe et 90 millions de tonnes dans le monde par les industries du raffinage, de la production d’engrais, ou de la chimie.

Principalement produit à partir de gaz naturel ou de charbon, cet hydrogène d’origine fossile est responsable d’environ 2 à 3 % des émissions de CO2eq à l’échelle mondiale. Décarboner sa production, c’est décarboner des processus industriels pour lesquels peu d’alternatives existent aujourd’hui et où l’électrification n’est que peu opérante. Il en est de même pour l’industrie sidérurgique ou la cimenterie, où de nouveaux procédés industriels à partir d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone pourraient constituer une alternative viable, à l’image de la réduction du minerai de fer grâce à l’hydrogène en lieu et place du charbon, pour fabriquer de l’acier.

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Les transports Sans émission ni de CO2 ni de polluants atmosphériques à l’usage, les véhicules à hydrogène sont des solutions électriques alimentées à l’hydrogène décarboné. Ces véhicules sont particulièrement adaptés aux mobilités lourdes et professionnelles en ce qu’ils présentent une forte autonomie (jusqu’à plus de 600 km pour un véhicule routier en un seul plein), un temps de recharge réduit (de l’ordre de 5 minutes) et un encombrement moindre (donc de meilleurs volumes et charges utiles). Classés comme des véhicules à très faibles émissions, les véhicules à hydrogène représentent des solutions idéales pour accompagner la transition énergétique du transport de voyageurs et de marchandises, à l’heure où les zones à faibles émissions vont s’installer dans la plupart des agglomérations françaises. Comparé à un véhicule thermique, une berline ou un véhicule utilitaire à hydrogène réduit de 69 à 78 % les émissions de GES sur l’ensemble du cycle de vie en fonction de l’origine de l’hydrogène décarboné, soit une performance comparable à un véhicule à batterie (- 80 %). Par ailleurs, les technologies de l’hydrogène trouvent également des applications pertinentes dans la mobilité ferroviaire, à des coûts maitrisés pour les lignes non-électrifiées de voyageurs ou de fret, mais aussi dans le transport maritime et fluvial et le transport aérien, soit directement avec une pile à combustible ou une turbine, soit comme carburant de synthèse.

Répartition des émissions de GES des transports en France en 2019 - En %

Note : Les émissions des transports internationaux aériens et maritimes sont exclues de cette répartition.

Elles représentent respectivement 13,6 % et 4,8 % du total considéré ici. Source : AEE, 2020

L’énergie Vecteur énergétique, l’hydrogène peut jouer le rôle de pont entre les secteurs du gaz et de l’électricité : • Dans le secteur du gaz, l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone peut être produit par différents procédés et être injecté dans le réseau en mélange au gaz naturel (jusqu’à 6 % en volume en France) pour contribuer à décarboner les usages actuels du gaz. Mais aussi être utilisé directement en combustion dans des centrales à gaz pour décarboner la production d’électricité, ou pour des applications plus directes dans le chauffage industriel ou de quartiers, voire même de bâtiments résidentiels et tertiaires.

• L’hydrogène peut servir de moyen de stockage de l’électricité, présentant l’avantage d’être une solution de stockage massif et de longue durée. L’hydrogène peut être produit par électricité puis stocké sous forme gazeuse ou forme liquide avant de contribuer à produire de l’électricité grâce à une pile à combustible ou une turbine. L’hydrogène peut ainsi être utilisé pour faciliter le déploiement des énergies renouvelables en améliorant la stabilité des réseaux énergétiques. Si RTE n’identifie pas de besoin de stockage d’électricité avant 2035 en France métropolitaine, cette application est d’ores-et-

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déjà pertinente pour les zones non-interconnectées dans les Outre-mer, ou pour des applications stationnaires en substitution de groupes électrogènes au diesel (évènementiel, sites isolés, centres de données).

Nos propositions pour faire de la France un leader de l’hydrogène décarboné MAINTENIR LE CAP 1. Réussir la décarbonation de l’économie française grâce au développement de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone Piloter le développement de l’hydrogène décarboné à horizon 2030 2030 - OBJECTIFS de la Stratégie nationale

La Stratégie nationale hydrogène poursuit le déploiement de 6,5 GW de capacités d’électrolyse et la fourniture de 20 à 40 % d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone dans la consommation d’hydrogène nationale à horizon 2030. Ces cibles représentent jusqu’à plus de 600 000 tonnes d’hydrogène décarboné à produire chaque année, contribuant à réduire de 6 millions de tonnes les émissions de CO2 de la France par an dans deux secteurs privilégiés : l’industrie et la mobilité.

Notre étude Trajectoire pour une grande ambition hydrogène met en lumière que ces objectifs pour la France sont atteignables en 2030. Ce déploiement, majoritairement pour des usages industriels dans la décennie 2021-2030, permet de créer la colonne vertébrale de la chaine d’approvisionnement nationale en hydrogène décarboné et de réduire les coûts pour les consommateurs finaux en vue de la massification des usages en mobilité au-delà de 2030, une fois l’offre de véhicules (routiers, ferroviaires, maritimes et aériens) arrivée pleinement à maturité commerciale. À l’horizon 2040, la mobilité est appelée à devenir le vecteur principal de croissance du marché de l’hydrogène en France.

Selon une trajectoire « Ambition 2030 » évaluée par la filière, 680 000 tonnes/an d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone seront produits à horizon 2030 pour alimenter : •

Des usages industriels, à hauteur de 475 000 tonnes/an (70 %), pour remplacer l’hydrogène carboné issu de gaz naturel, aujourd’hui utilisé dans l’industrie du raffinage, de la chimie et des engrais (ammoniac). Mais aussi pour alimenter de nouveaux usages dans la sidérurgie, la

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relocalisation d’une partie de la production de méthanol en France (pour les usages traditionnels mais aussi en tant qu’additif dans le transport) et la mise en place d’une filière de production de carburants de synthèse (e-kérosène).

•

Des usages pour la mobilité, à hauteur de 160 000 tonnes/an (23,5 %), soit l’équivalent de 300 000 véhicules légers (VUL et taxis), 5 000 poids lourds (bus, autocars et camions), 65 bateaux et navires, et 100 trains.

•

Des usages énergétiques, à hauteur de 45 000 tonnes/an (6,5 %), à travers des projets de flexibilité du réseau électrique, de stockage d’énergie, et de ré-électrification, comme il en existe aujourd’hui en Guyane.

Les ambitions de développement de l’hydrogène peuvent être renforcées Avec le Green Deal et le Paquet Fit for 55, l’Union européenne revoit à la hausse ses objectifs climatiques, et notamment la réduction des émissions de GES de l’UE à - 55 % en 2030 par rapport à 1990. Pour les atteindre, l’ambition française de développement de l’hydrogène peut et doit être amplifiée. Notre scénario « Ambition 2030+ » augmente les ambitions de + 60 % pour faire de la France le leader de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone. Avec des taux de croissance observés dans les secteurs des énergies renouvelables, le marché adressé en 2030 peut être porté à 1 090 000 tonnes d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone par an, alimentant une demande : •

de 635 000 tonnes/an (58 %) pour l’industrie, en particulier la sidérurgie et la production de carburants de synthèse.

•

de 325 000 tonnes/an (30 %) pour la mobilité, avec 450 000 véhicules légers, 10 000 poids lourds, 135 navires et 250 trains.

•

et 130 000 tonnes/an (12 %) pour le secteur de l’énergie (réseaux, stockage, ré-électrification).

Le déficit de financement est évalué entre 7 milliards d’euros (Ambition 2030) et 12 milliards d’euros (Ambition 2030+) sur les 24 milliards d’euros de besoins d’investissement de la filière. Avec 9 milliards d’euros à horizon 2030, l’État stratège est en mesure de pallier les défaillances de marché et se donne les moyens de ses ambitions pour l’hydrogène.

Toutefois, la politique de soutien de l’État peut être accentuée durant le prochain quinquennat en portant cette enveloppe jusqu’à 12 milliards d’euros pour atteindre les ambitions réhaussées du scénario « Ambition 2030 + ».

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NOS PROPOSITIONS

Amplifier la Stratégie nationale hydrogène en mobilisant 3 milliards d’euros supplémentaires à horizon 2030 pour le développement de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone en France vers : Le soutien à l’offre d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone, grâce aux atouts du système énergétique français.

Le soutien à la demande d’hydrogène, dans les transports et par la préparation d’un futur réseau d’infrastructures d’hydrogène.

Le développement de l’offre industrielle française et le soutien à la R&D, dans les électrolyseurs, piles à combustible, réservoirs, véhicules, et stations de recharge.

L’adaptation des formations et des compétences face aux besoins de la filière hydrogène. À suivre…

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