Afin de faire baisser le coût des bus électriques à hydrogène et favoriser l'émergence d'une offre industrielle européenne, des stratégies d'achats groupés se mettent en place. La France attend ses premiers bus pour 2019.
« Les bus à hydrogène ce n’est pas pour 2030, ils se déploient déjà », prévient Bertrand Chauvet, Président de Seiya Consulting et membre du conseil d’administration de l’Association Française pour l’Hydrogène et les Piles à Combustible (AFHYPAC). Les bus à hydrogène se développent depuis plus de 10 ans à travers de nombreux projets qui ont permis de valider cette technologie.
Les bus à hydrogène arrivent en France
Le projet « CHIC » (Clean Hydrogen in European Cities), entre 2010 et 2016, était le projet le plus important de déploiement, avec 56 bus. Désormais, le secteur entre dans une phase de commercialisation et de déploiement de flottes plus importantes. Lancé en 2017, le projet JIVE (Joint Initiative for hydrogen Vehicles across Europe) prévoit le déploiement de 139 bus dans sa première phase. Sa deuxième phase vise à déployer 152 nouveaux bus d’ici 2023.
« Jive 2 est le premier programme européen qui accueille des villes françaises : dans le cadre de ce projet, 15 bus sont prévus à Pau, Auxerre et aéroport de Toulouse-Blagnac », explique Bertrand Chauvet. D’autres villes se lancent également dans d’autres projets concrets. Au total, déjà 28 bus sont prévus : huit à Pau, sept à Toulouse, six à Artois-Gohelle, cinq à Auxerre et deux à Versailles. Les premiers bus seront mis en service début 2019 à Artois-Gohelle et Pau. « Dans tous les cas sauf à Versailles, il s’agit d’hydrogène vert avec des électrolyseurs qui produisent sur site, précise Bertrand Chauvet. À Auxerre, l’électrolyseur sera alimenté par un parc éolien. À Toulouse et Pau, il s’agira d’électricité d’origine renouvelable certifiée par des garanties d’origine. »
Des commandes groupées pour faire baisser les prix
Dans le cadre du projet JIVE 2, un bus à hydrogène de 12 mètres coûte au maximum 650.000 euros. Le projet est financé par le Fuel Cell Hydrogen Joint Undertaking (FCH JU), un partenariat public-privé entre la Commission européenne, les industriels et les chercheurs des piles à combustible et de l’hydrogène. Grâce une subvention entre 150.000 et 200.000 euros par bus, les villes doivent donc débourser entre 450.000 et 500.000 euros. C’est près de deux fois plus que pour un bus diesel, vendu entre 200.000 et 250.000 euros.
Les industriels veulent organiser des commandes groupées pour que des bus à hydrogène de 12 mètres soient proposés à l’avenir à moins de 500.000 euros, hors subventions. « Des discussions sont en cours entre les constructeurs de bus européens et l’Europe pour réduire les prix si l’on arrive à consolider une demande globale de bus autour de 1.000 exemplaires », explique Bertrand Chauvet. En Scandinavie, la proposition est déjà de 450.000 euros pour des commandes supérieures à 100 bus. En comparaison, la Chine veut déployer 10.000 bus à hydrogène d’ici 2030. Elle va ainsi créer un marché domestique qui permettra à ses constructeurs d’être agressifs sur les prix.
Des clusters pour grouper les demandes
Afin de réaliser cette ambition, cinq clusters d’approvisionnement régionaux ont été créés dans le cadre du projet JIVE. À l’intérieur, des exploitants de bus et des villes se mutualisent pour émettre des commandes groupées, afin de favoriser les économies d’échelle. Chaque pays nomme donc un coordinateur national et chaque cluster s’organise pour consolider la demande. En France, la coordination est assurée par Mobilité Hydrogène France et l’AFHYPAC. Au niveau européen, la vision globale de cette demande est assurée par Element Energy.
L’objectif de ces achats groupés est également de créer une offre industrielle européenne de bus électriques à hydrogène. La France se positionne, notamment grâce au constructeur de bus français Safra qui propose une version hydrogène de son modèle Businova. Par ailleurs, l’hexagone compte déjà plusieurs fournisseurs et exploitants de stations de recharge hydrogène ; en particulier Engie Cofely, Air Liquide et McPhy. Enfin, la centrale d’achat du transport public (CATP) a ajouté des bus électriques à hydrogène à son catalogue.
Les bus électriques à hydrogène sont une solution de choix pour remplacer les bus diesel. Ils ne rejettent que de la vapeur d’eau et de la chaleur, se rechargent entre 5 et 30 minutes en fonction du dimensionnement de la station et ont une autonomie de plus de 300 kilomètres. Ils offrent ainsi beaucoup moins de contraintes que les bus électriques à batterie. En tant que flotte captive, l’infrastructure est simple, reposant sur une station de recharge unique au dépôt de bus. Alimenté par de l’hydrogène obtenu par électrolyse de l’eau, à partir d’énergies renouvelables, il s’agit là d’une solution intéressante pour développer les énergies renouvelables locales, y compris pour la production du carburant.
Par Matthieu Combe, journaliste scientifique
Production d’hydrogène vert à Pau ?
C’est faux ! Ils vont acheter des certificats d’énergie ….
Les variations de consommation des climatiseurs sont parfaitement corrélées à la production photovoltaïque. Vous avez pris un mauvais exemple.
La transition énergétique est une nécessité mondiale, pas franco-française. Peu de pays disposent de ressources hydrauliques comme la France.
Et on ne peut pas se permettre de ne pas fournir l’électricité pendant les 4% du temps dont vous parlez. D’autant que cette valeur est amenée à augmenter (moins de vagues de froid, mais plus de canicules donc plus de climatiseurs avec moins de production électrique du fait de l’arrêt des centrales nucléaires en période de canicule, pour reprendre le cas uniquement français).
« Cela veut donc dire 40% de centrales thermiques. »
60% d’énergies renouvelables variables. Et il y a environ 15% d’hydraulique en France. Total: 85%. Et on peut ajouter la bioélectricité (gazification de la biomasse, biogaz). Par ailleurs il est possible d’aller au delà des 60% qui est un chiffre qui concerne plutôt les petits territoires isolés (îles). On peut probablement aller jusqu’à 80%. Une période de 15 jours sans aucun vent et sans soleil (noir total) ne pèse que 4% (15/365).
Cela veut donc dire 40% de centrales thermiques. Du coup on fait quoi ? Nucléaire ? Les Allemands ne s’en sortent pas sans nucléaire. Si on veut à long terme n’avoir que des énergies renouvelables, ça montre bien qu’il faut développer des moyens de stockage.
Pour le rendement de la filière hydrogène, attention de ne pas confondre pertinence économique et rendement de la chaine. Malgré 100 ans d’optimisation, le rendement d’un moteur de voiture reste inférieur à 30%, celui d’une centrale nucléaire de 25%, celui de l’éclairage (même avec une LED) inférieur à 10% (moins de 1% avec des ampoules à filament. Or on les utilise quand même car ça reste viable économiquement. Et ça ne choque personne que 75% de l’essence qu’on paye en station ne serve qu’à chauffer l’atmosphère.
Pour l’hydrogène, le rendement actuel de 25% (pour du power to gas to power) n’est donc pas si faible que ça en comparaison. Surtout que ce n’est que le début de l’optimisation (aussi bien en terme de rendement que de coup). Il y a des électrolyseurs haute température en développement, avec des rendements supérieurs à 80%. Tout ne se jouera pas qu’avec des électrolyseurs alcalins ou PEM à moyen terme. De plus, à partir du moment où l’électricité atteint un cout marginal nul, le rendement n’est plus le critère numéro 1, puisque de toute façon si elle n’est pas utilisée, cette énergie est perdue. Elle peut alors être stockée et libérée pendant les périodes où le prix d’électricité est très cher. Et avec l’augmentation des énergies renouvelables, le prix de production de l’électricité va fluctuer de plus en plus. Le stockage intra-journalier ne permettra pas non plus au réseau de résister aux longues périodes de faible production d’ENR, comme lors d’un anticyclone en hiver (le plus gros moyen de stockage actuel, les STEP, permet de stocker l’énergie sur des durées de l’ordre de quelque jours, pas plus et toutes les emplacements pour ces barrages sont déjà pris, en tout cas en France).
« Pour le seuil de renouvelable nécessitant du stockage, où avez vous eu ce chiffre de 60% ? »
Grâce au stockage intra-journalier haute efficience il est possible d’avoir 60% de solaire + éolien en France sans faire appel à la très inefficiente filière hydrogène. Source du chiffre 60%: CEA
http://www.cea.fr/presse/Pages/actualites-communiques/energies/interview-florence-lambert-hydrogene.aspx
Au commentaire de 15h55 :
Oui l’essence est hypertaxée, mais rouler 100km coute environ 10€ pour une voiture moyenne roulant à l’essence. Les projections pour le prix de l’hydrogène montrent qu’à moyen terme le prix sera à 2€/kg. Il y a donc de la marge pour des taxes.
Pour le seuil de renouvelable nécessitant du stockage, où avez vous eu ce chiffre de 60% ? Si on regarde le cas allemand, remplacer les 8GW de nucléaire par 100GW d’ENR après fukushima a un bilan carbone négatif du fait de la nécessité d’utiliser le charbon pendant les pics de conso (et encore, en Allemagne, ils ne se chauffent pas à l’électricité. Le constat serait donc pire en France pendant les vagues de froid), alors qu’ils sont loin d’être à 60% d’ENR (ils sont à 33% en 2017). Même les verts en Allemagne disent qu’il n’est pas possible de sortir du charbon avant 2030… je vois difficilement comment on pourrait décarboner le secteur électrique sans stockage (d’autant que le nucléaire, même s’il est bien meilleur que le charbon, n’est pas aussi décarboné qu’on le prétend en France).
L’essence est hyper-taxée en France. Cela biaise le comparatif. Par ailleurs parler de 100% renouvelable aujourd’hui en France est très prématuré. Quand on aura atteint 60% (en 2100 ?) on en reparlera. Le stockage hydrogène n’est pas nécessaire tant que ce seuil n’est pas franchit.
Au commentaire de 11h19 :
Je n’ai pas accès à l’article, donc je ne connais pas le contenu. Parle-t-il du cas d’un scénario avec forte implantation d’énergies renouvelable avec forte variabilité du prix de l’électricité ou du cas du mix électrique actuel, dont le prix fluctue relativement peu ? Dans le premier cas, il y aurait qd même quelque chose à faire. Sinon cela veut dire qu’avoir 100% de renouvelable est impossible.
L’utilisation de l’hydrogène comme vecteur dans les transports permet aussi de relier le secteur électrique et le secteur gazier : pour info, si le prix de l’hydrogène est inférieur à 10€/kg, il devient compétitif par rapport à l’essence (1kg= 100km d’autonomie environ pr un véhicule qui consommait 5L/100 en thermique). D’autres types de modèle économique peuvent donc émerger.
Selon AREVA2Gen:
« En termes de stockage, le rendement de l’électrolyse est de 70% (…) pour ce qui est de réinjecter de l’électricité dans les réseaux en utilisant une pile à combustible, le rendement n’est que de l’ordre de 50%. On arrive au final avec 35% de l’énergie avec laquelle on est parti, donc il n’y a pas de modèle économique. »
https://www.actu-environnement.com/ae/news/pascal-pewinski-arevah2gen-hydrogene-electrolyse-electricite-31911.php4
au commentaire de 7h41 :
Sans moyen de stockage massif, vous ne pourrez pas développer un système 100% renouvelable, à moins d’accepter de ne pas avoir d’électricité chez soi ou dans les entreprises les jours où il n’y a ni vent ni soleil.
Donc à partir de là, vous devez avoir en soutien des centrales à production constante, donc à l’heure actuelle forcément des centrales thermiques : nucléaire, gaz ou charbon.
Par ailleurs, même avec le nucléaire, la France a déjà des dizaines de TWh gaspillés chaque année (gaspillé =0% de rendement, si vous voulez comparer avec le rendement de l’hydrogène ou tout autre type de mode de stockage).
Au commentaire de 7h32 :
Le prix production de l’électricité, selon la période, varie de 0 à quelques centaines d’euros du MWh. Dans un scénario renouvelable, 50% du temps annuel correspond à un cout marginal quasi nul de l’électricité, puis augmente drastiquement pour les 50% restant en étant très chère pour les 10 derniers % (correspondant aux périodes où la consommation a un pic). A partir de là, si l’électricité est captée aux moment où elle est gratuite puis restituée aux moment où elle est chère, il y a un modèle économique à partir du moment où le rapport des 2 prix de l’électricité est inférieur au rendement de l’hydrogène (par ex, si l’électricité produite passe de 30€ à 150€/MWh, ben avec un rendement de 35% comme vous dites, elle sort à 90€/MWh, donc à un prix inférieur au prix de production des moyens classiques).
« Il est fallacieux de faire croire que seul l’électrolyse permet de les absorber (discours typique des lobbyistes de l’hydrogène). »
Je n’ai bien évidemment jamais dit que l’hydrogène était la seule solution, vous déformez complètement mes propos. Il faut arrêter d’être paranoïaque et discuter librement sur ces sujets. D’autant que je ne faisais que répondre aux arguments de Yves T, qui ne tiennent pas la route si on regarde un tout petit peu dans le détail.
Le V2G/G2V est bien entendu une des solutions, elle suppose cependant que les voitures doivent être constamment connectées à des bornes et que leurs acheteurs acceptent de les laisser brancher 24h/24 et de retrouver une voiture partiellement déchargée au moment où ils en ont besoin, sachant qu’il est déjà compliqué de faire accepter de les laisser brancher quelques heures uniquement pour la charge. Pas sur que les utilisateurs acceptent cet inconfort supplémentaire. Dans tous les cas, il s’agit d’un stockage à l’échelle de l’heure ou de la journée. ça pourrait donc permettre d’absorber les fluctuations jour/nuit, par exemple, mais il ne sera pas possible de faire du stockage saisonnier avec cette solution. (l’article que vous citez est par ailleurs signé Jean Gabriel Marie qui est un anti-hydrogène assumé des techniques de l’ingénieur, donc pas vraiment objectif sur le sujet du stockage d’énergie, loin s’en faut !).
En ce qui concerne la durée d’utilisation des électrolyseurs, elle n’est pas de quelques centaines d’heures mais de quelques milliers. Le profil du prix de l’électricité dans un scénario avec forte implantation du renouvelable montre un prix très faible de l’électricité pendant 50% du temps, soit plus de 4000h dans l’année. Les modèles économiques développés actuellement prennent en compte cette particularité et montrent que l’hydrogène est rentable pour ce genre de durée. Je vous rappelle également que l’hydrogène est produit en temps masqué, avec une gestion stationnaire de sa production, l’utilisateur peut donc remplir son réservoir en quelques minutes sans générer d’inconfort.
Pour les ressources en lithium et de platine, je n’ai jamais dit qu’elles étaient équivalentes, où avez vous lu ça ? j’ai simplement dit que l’argument de la production annuelle du platine ne tenait pas, car la production annuelle de lithium ne suffirait même pas non plus à subvenir aux besoins français si on développait massivement les batteries lithium pr le transport (cf l’article qui était en lien). La masse de lithium à embarquer dans une batterie est d’ailleurs bien plus importante que celle de platine, ce qui explique le problème d’approvisionnement malgré la plus grande abondance du lithium. De plus, vous confondez puissance et énergie avec cet argument : la quantité de platine présente dans un véhicule hydrogène est lié à la puissance nécessaire ( il faut 100g pour un véhicule de 100kW comme une toyota mirai. Ensuite c’est la quantité d’hydrogène qui donne l’énergie embarquée, c’est à dire l’autonomie. sur une mirai, c’est 5kg de H2 pour 80kWh embarqués. Mais si vous avez plus de place sur un autre véhicule de même puissance, vous pouvez augmenter l’autonomie en gardant la même quantité de platine). Alors que pour un véhicule à batterie, la quantité de lithium est directement lié à la capacité d’énergie embarquée : si vous voulez une batterie de 60kWh, il faudra 2 fois plus de lithium qu’une batterie de 30kWh (celle d’une une nissan leaf par ex), avec un poids qui devient exorbitant (le camion tesla emporte 15 tonnes de batterie…).
Enfin, il existe des batteries sans lithium, oui, mais elles ne sont viables que pour des applications stationnaires (stockage justement), par pour de l’embarqué du fait de leur faible densité énergétique (bien plus faible que celle des batteries lithium ion, qui est déjà faible, comme le montre le poids des véhicules à batterie). Vous pouvez par exemple lire l’entretien de Jean-Marie Tarascon : https://www.larecherche.fr/jean-marie-tarascon-les-batteries-sont-le-coeur-dun-monde-connect%C3%A9
Qui dit clairement que pour l’embarqué, il n’y a guère que le lithium ion qui est envisageable à moyen terme. Pour le stationnaire en revanche (batterie redox flow), il y a une marge de progression qui est énorme et prometteuse ! Mais on n’est plus sur de la mobilité.
Les véhicules à hydrogène, intrinsèquement gaspilleurs en électricité, constituent une excellente solution pour augmenter la consommation électrique française, ce que cherchent les vendeurs d’électricité nucléaire. Ils veulent en effet que la demande électrique augmente afin de ne fermer aucun réacteur nucléaire (dans le passé ils ont encouragé le chauffage électrique). Pour baisser la part du nucléaire de 75% à 50% il suffit d’augmenter la demande électrique…Sans supprimer un seul TWh de nucléaire… Le PDG d’EDF est bien entendu très favorable à l’hydrogène.
« Areva demande à ce que l’électricité « nucléaire » soit au rabais pour les utilisateurs d’’htdrolyseur !! »
Oui, c’est vraiment scandaleux. Tout ça pour faire rouler des véhicules lourdement subventionnés eux aussi. Actu-environnement en fait écho: https://www.actu-environnement.com/ae/news/pascal-pewinski-arevah2gen-hydrogene-electrolyse-electricite-31911.php4
A noter qu’AREVA a conscience qu’il n’y a pas de modèle économique pour le power-H2-power (du fait de son rendement très médiocre).
« En termes de stockage, le rendement de l’électrolyse est de 70%. Alors oui, c’est moins bien que les batteries, qui sont à 95% mais c’est quand même beaucoup mieux que la majorité des systèmes industriels. Par exemple, le moteur thermique ne rétribue aux roues que 20% de l’énergie contenue dans le réservoir. Par contre, pour ce qui est de réinjecter de l’électricité dans les réseaux en utilisant une pile à combustible, le rendement n’est que de l’ordre de 50%. On arrive au final avec 35% de l’énergie avec laquelle on est parti, donc il n’y a pas de modèle économique. »
Avec les véhicules à batterie le V2G/G2V (Vehicule-to-grid / Grid-to-vehicule) permet bien entendu d’absorber les surplus d’éolien + solaire dont vous parlez, et ceci avec une très haute efficacité.
Cf l’étude Artelys qui repose précisément sur cette approche: https://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/articles/electricite-renouvelable-2030-55920/
Il est fallacieux de faire croire que seul l’électrolyse permet de les absorber (discours typique des lobbyistes de l’hydrogène).
Par ailleurs il faut consommer de l’énergie pour fabriquer la chaîne hydrogène: faire fonctionner des électrolyseurs que quelques centaines d’heure par an est peu écologique.
En outre les ressources en lithium et en platine, cela n’a rien à voir: le premier élément est hyper-abondant, le second extrêmement rare. Il y a des batteries lithium sans cobalt. Et aussi des batteries sans lithium.
@ Yves T.
Puisque vous parlez du modèle économique, j’imagine que celui des batteries vous convient mieux, puisqu’il s’agit de la technologie en concurrence avec l’hydrogène en ce qui concerne le développement des véhicules électriques ? En utilisant le même argumentaire que vous, voici ce que je pourrais en dire : développer des véhicules à batterie, consommant des quantités faramineuses de métaux rares présente exactement le même problème. Vous pouvez par exemple lire cet article : https://www.connaissancedesenergies.org/les-metaux-rares-dans-la-transition-energetique-francaise-180807
qui dit par exemple « le programme des véhicules électriques français examiné fait appel à des quantités de lithium et de cobalt très élevées, qui excèdent, en fait et à technologie inchangée, les productions mondiales d’aujourd’hui, et ce pour satisfaire le seul besoin français ». Où est la pertinence économique dans ce cas ? Sans compter que la nécessité de recharge rapide (pour le consommateur moyen) nécessite d’avoir des bornes de forte puissance pendant des temps courts, ne fonctionnant donc pas la plupart du temps (et moins une machine marche, moins elle rentable). Et je ne parle par de l’impact carbone de fabrication des batteries…
Pour en revenir à votre propos (et donc le nuancer), il faut savoir que les véhicules diesel actuels utilisent également du platine pour les pots catalytiques et que ça n’a pas empêché leur déploiement mondial (toyota prévoit qu’à court terme, leurs véhicules hydrogène ne contiennent « que » 30% de plus de platine qu’un véhicule diesel actuel). Il est donc envisageable de réaliser la même chose pour les véhicules hydrogène, sachant que des recherches sont en cours pour diminuer la masse de platine, voire même carrément de s’en passer.
Pour la consommation électrique dont vous parlez, le modèle économique vient du fait qu’il y a énormément d’énergie excédentaire à prix nul, voire négatif (demandez aux danois), et que ça ira en s’agrandissant avec l’augmentation nécessaire de la part d’énergie renouvelable. Cette énergie est actuellement perdue, faut de moyen de la stocker massivement. A l’échelle de la France, très mal placée en terme de renouvelable, plusieurs dizaines de TWh sont gaspillés tous les ans, car notre capacité de stockage annuelle est inférieure à 1TWh (essentiellement stations de pompage d’électricité dans des lacs de barrage en altitude, dont le nombre ne peut plus augmenter). Cette énergie à cout nul peut donc aisément être valorisée sous forme de gaz, donc la capacité de stockage est de plusieurs dizaines de TWh (en cavités souterraines par exemple, comme Storengy le fait déjà avec le gaz naturel), rien qu’en France (et des centaines de TWh à l’échelle de l’europe). Je vous laisse ensuite le loisir d’utiliser vos chiffres pour traduire ça en km de bus pouvant être effectués avec ces dizaines de TWh (et donc, puisque ça reste le besoin initial, en millions de tonnes de carbone rejetées en moins dans l’atmosphère).
Bref, tout ça pour dire qu’il n’y a pas de solutions miracles (la seule énergie verte est celle qu’on ne consomme pas), elles ont toutes leurs avantages et inconvénients, et qu’au vu de l’urgence actuelle, il est nécessaire d’explorer toutes les solutions qui peuvent aider à avancer, que ce soit avec de l’hydrogène ou des batteries…
– les piles à combustible consomme entre 100g (Zoé) et 500g (bus) de platine par véhicule , la production mondiale du platine est de 230 000 kg par an (avec une réserve pour 50 ans), production en équilibre avec la consommation donc risque augmentation du prix si la demande devient supérieure à la production
-le rendement de l’ensemble « hydrolyse de l’eau+compression à 700bars+pile à combustible » est compris entre 20 et 30%, un bus consomme en moyenne 2kWh/km :
-Pour la prooduction de l’hydrogène par hydrolyse de l’ eau en Bretgne Sud un parc photovoltaïque de 100 kWc (coût 90 000€HT) produit environ 100 000kWh par an
– 113kWh/jour en janvier , rendement 30%=34kWh, 2kWh/km = 17km/jour
– 422kWh/jour en juillet, rendement 30%=127kWh, 2kWh/km = 64km/jour
Je ne comprend pas comment un tel modèle économique peut fonctionner , peut être en se servant de l’électricité issue du nucléaire pour le complément ( le PDG de H²Gen-Areva demande à ce que l’hélectricité « nucléaire » soit au rabais pour les utilisateurs d’htdrolyseur !!)
100% batterie: 1 772 kilomètres parcourus en une seule charge pour le bus Proterra https://www.usinenouvelle.com/article/1-772-kilometres-parcourus-en-une-seule-charge-pour-le-bus-proterra.N589703
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