Économie hydrogène

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L'économie hydrogène ou l'économie de l'hydrogène désigne le modèle économique dans lequel le dihydrogène (H2) servirait de vecteur d'énergie.

Ce principe est envisagé pour la première fois par Jules Verne en 1874, puis de façon plus détaillée par John Burdon Sanderson Haldane en 1923, et l'Allemagne nazie l'utilise pour produire des combustibles synthétiques à partir du charbon[1].

Cette économie semble émerger : En 2012, environ 57 millions de tonnes en étaient produites, l'équivalent de 170 million de tonnes d'équivalent pétrole. Mais elle est de plus en plus invoquée pour certaines potentielles perspectives d'avenir, dont[1] :

  1. stocker les énergies renouvelables excédentaires (éolien, solaire, énergie marémotrice...) ;
  2. aider à décarboner l'économie (transport longue distance, industrie lourde, Chimie, carburants... où l'hydrogène peut remplacer les combustibles fossiles).

La notion d’économie hydrogène évoque aussi un système économique mondial qui pourrait se substituer à l'actuelle économie du pétrole, comme l'évoque le prospectiviste Jeremy Rifkin dans son livre sur la troisième révolution industrielle[1].

La communauté du climat reste prudente : L'impact climatique de l'hydrogène dépend entièrement de la manière dont on le fabrique (qui peut être propre, ou sale s'il provient d'hydrocarbures fossiles ou d'une agrochimies controversée) ; Dries Acke (responsable du programme énergie à la Fondation européenne pour le climat, qui vise à catalyser la transition vers une économie neutre en carbone « L'efficacité énergétique, les énergies renouvelables et l'électrification directe sont les principales solutions [au changement climatique]. L'hydrogène intervient autour de cela. Il est essentiel pour atteindre le zéro net dans certains secteurs comme l'industrie, mais nous parlons des derniers 20% de réduction des émissions »[1].

Histoire[modifier | modifier le code]

Jules Verne : « … je crois que l’eau sera un jour employée comme combustible … »[2].
J. B. S. Haldane envisage en 1923 un modèle économique basé sur l'hydrogène.

En 1800, William Nicholson et Sir Anthony Carlisle, découvrent l'électrolyse de l'eau[3].

En 1839, le chimiste suisse Christian Friedrich Schönbein découvre le principe de la pile à combustible et en 1845, William Robert Grove réalise la première pile à combustible, qu'il baptise la gas voltaic battery[3].

En 1874, Jules Verne écrit dans son roman L'Île mystérieuse : « Oui, mes amis, je crois que l’eau sera un jour employée comme combustible, que l’hydrogène et l’oxygène, qui la constituent, utilisés isolément ou simultanément, fourniront une source de chaleur et de lumière inépuisables et d’une intensité que la houille ne saurait avoir »[2],[3].

En 1910, Fritz Haber dépose un brevet pour un procédé chimique destiné à synthétiser de l'ammoniac (NH3) à partir du diazote (N2) gazeux atmosphérique et du dihydrogène (H2) gazeux en présence d'un catalyseur ; il reçoit le prix Nobel 1918 de chimie pour ces travaux[4] ; le procédé Haber est perfectionné ensuite par le Français Georges Claude, fondateur de la société L’Air liquide. L’hydrogène devient une matière première de l’industrie chimique, en particulier pour la fabrication d'engrais et d'explosifs.

Le principe de l'économie hydrogène est envisagé de façon plus détaillée que chez Jules Verne, en introduisant le concept d'hydrogène renouvelable, par John Burdon Sanderson Haldane en 1923, dans son article « Science and the Future »[5],[3].

En 1959, Francis Thomas Bacon, de l'université de Cambridge, construit le premier prototype de pile à combustible, de 5 kW, qui servira de modèle pour les futures piles à combustible utilisées lors des missions spatiales Apollo[3].

En 1970, l'électrochimiste John Bockris (en) invente le terme d'« économie hydrogène » ; il publiera plus tard « Energy: The Solar-Hydrogen Alternative » (Énergie, l'alternative hydro-solaire)[6], qui décrit sa vision d'une économie où les villes américaines serait alimentées par l'énergie solaire via l'hydrogène qui compenserait son caractère intermittent[3].

En 1990, la première centrale de production d'hydrogène à partir d'énergie solaire est mise en service en Bavière (Solar-Wasserstoff-Bayern)[3].

En 2002, Jeremy Rifkin publie un livre intitulé « L'économie hydrogène - Après la fin du pétrole, la nouvelle révolution économique »[7] et l'évoque à nouveau dans son livre de 2011 sur la troisième révolution industrielle[8].

Production à grande échelle[modifier | modifier le code]

La production d'hydrogène est évalué en 2018 à 74 Mt (millions de tonnes), dont l'essentiel pour le raffinage (élimination du soufre) et la production d'ammoniac ; cette production provient pour 48 % du gaz naturel, 30 % du pétrole, 18 % du charbon et 4 % de l'électrolyse de l'eau[9].

L'hydrogène est produit en usine par deux procédés principalement :

  • à partir d'hydrocarbures ou de charbon. C'est actuellement la solution la plus courante et la plus économique, offrant la meilleure efficacité énergétique mais son coût dépend de celui des produits pétroliers. Néanmoins, cette solution ne fait que reporter le problème de la consommation d'énergies fossiles. Ce procédé représentait 96 % de la production mondiale en 2006[10]. On parle alors d'« hydrogène gris » ; lorsque le CO2 émis par ce procédé est capté puis réutilisé ou stocké, on parle d'« hydrogène bleu ». La technologie du captage et du stockage de carbone est au point mais son utilisation reste balbutiante[11].
  • par électrolyse de l'eau : « hydrogène vert ». Exempte de rejets de gaz à effet de serre, avec un rendement plus important que la solution énoncée plus haut[réf. nécessaire] mais bien plus onéreuse et consommant de l'électricité. Si cette électricité est verte (produite à partir d'énergie renouvelable), le système est présenté comme « propre » ou vertueux du point de vue climatique, « du puits à la roue ».

Le coût de production de l'« hydrogène vert » est estimé en 2020 à 5 €/kg contre 2,5 €/kg pour l'« hydrogène bleu » et 1,5 €/kg pour l'« hydrogène gris », mais le Conseil de l'hydrogène, qui rassemble les grands industriels du secteur, estime qu'on peut réduire le coût de l'hydrogène « vert » de plus de moitié d'ici à 2030 à condition de déployer les électrolyseurs de façon massive (90 GW) pour faire baisser leur coût et de faire baisser significativement le prix de l'électricité renouvelable grâce au développement de l'éolien en mer. Même dans ce scénario, beaucoup estiment que l'hydrogène ne pourra pas vraiment décoller sans une taxe sur le carbone[11].

D'autres méthodes de production sont à l'étude comme

Dans un premier temps l'économie de l'hydrogène visait de grands acteurs industriels ou institutionnels, en raison des couts d'investissements liés à son caractère émergent. Mais des usages plus "grands publics" semblent devoir apparaitre avec la démocratisation de la pile à hydrogène ou par exemple une première chaudière murale à hydrogène domestique mise en service (Pays-Bas) mi-2019 avant un test de plus grande envergure est prévu en Grande-Bretagne (plus de 400 machines installées d’ici fin 2020)[12].

En janvier 2021, Air Liquide prend une participation de 40 % dans H2V Normandy, qui développe à Port Jérôme (Seine-Maritime) un projet d'usine de production d'hydrogène par électrolyse de l'eau. Cette usine vise une capacité de 30 000 tonnes par an et une puissance de 200 MW, ce qui en fait le plus gros projet au monde de production d'hydrogène par électrolyse. Air Liquide envisage de commercialiser cet hydrogène bas carbone à ses clients de la plateforme pétrochimique de Port Jérôme<, ainsi que dans la « mobilité décarbonée lourde » des camions et bateaux fluviaux. Ce type de projet nécessite un soutien public français, européen, et régional pour financer le différentiel de coût entre la production d'hydrogène gris et d'hydrogène bas carbone[13].

Rentabilité de la chaine électricité → hydrogène → électricité[modifier | modifier le code]

Selon l'ADEME, le rendement de la conversion Électricité → Hydrogène → électricité (en anglais : «Power-to-H2-to-Power») est de l’ordre de 25 %, voire 30 % avec les meilleurs équipements actuels ; ce rendement énergétique est très inférieur à celui de la combustion directe d'un autre carburant, ou du stockage électrochimique par accumulateurs ou batteries : environ 70 %, mais selon les usages et contextes, les avantages et les contraintes de ces deux solutions peuvent rendre plus avantageuse l'une ou l'autre, ou une combinaison des deux[14].

Selon Samuele Furfari[15] cité par la revue Nature Climate Change (sept 2020), du seul point de vue de la rentabilité énergétique, l'hydrogène n'est intéressant que quand il est utilisé comme solution à l'intermittence des énergies renouvelables[1].

Dans le même article, Le néerlandais Ad van Wijk[16] considère quant à lui que l'efficacité ne doit pas être la seule référence, il faut aussi tenir compte du cout global : « un même panneau solaire génèrera 2 à 3 fois plus énergie au Sahara qu'aux Pays-Bas. Si vous convertissez cette énergie en hydrogène, la transportez ici et la reconvertissez en énergie via une pile à combustible, vous vous retrouvez avec plus d'énergie que si vous installez ce panneau solaire sur un toit néerlandais. »[1]; il ajoute qu'un câble électriques transporte au mieux 1 à 2 GW, alors qu'un gazoduc moyen (10 à 20 fois moins cher à construire) en transportera 20 GW.

D'autres attachent plus d'importance aux fait que l'hydrogène n'émet pas de CO2 en brûlant, ce qui en fait un vecteur énergétique idéal en zone densément habitée.

En matière de volume, de rentabilité et d'intérêt écologique - à condition que l'hydrogène soit "vert" - l'industrie lourde (métallurgie notamment) et la Chimie constituent le premier potentiel, mais les entreprises ne sont pas prêtes à payer un gaz vert actuellement plusieurs fois plus cher que le gris ; ce qui explique « une poussée de l'industrie lourde pour intégrer l'hydrogène vert dans le transport routier afin que les propriétaires de voitures privées supportent une partie des coûts initiaux. Mais nous pensons que ce sera une ressource rare et qu'il est plus logique d'augmenter la demande dans des secteurs tels que l'industrie lourde où il n'y a pas d'alternative à la décarbonisation ».

Stockage[modifier | modifier le code]

Très peu dense, l'hydrogène doit être comprimé à des pressions importantes (de 200 à 700 bars) pour être transportable dans un volume raisonnable. Outre les problèmes de sécurité qu'elle comporte, cette compression demande beaucoup d'énergie. Néanmoins il peut aussi être stocké dans des gazomètres à très basse pression (2 bars) puis réinjecté dans un réseau gazier à l'image de ce qui se fait déjà pour alimenter les raffineries de pétrole dans le Dunkerquois, dans le nord de la France. Enfin il peut être stocké sous forme solide à travers des hydrures. D'autres solutions sont envisagées mais non maîtrisées pour l'instant ; le stockage sous forme liquide à très basse température est envisagé, mais non maîtrisé à bord d'un véhicule alors qu'il est maîtrisé depuis longtemps pour la fusée Ariane par exemple.

Transport[modifier | modifier le code]

Le transport : Cela nécessiterait des infrastructures importantes, en corrélation avec les stations services et pour véhicules électriques pour produire, stocker et transporter l'hydrogène sur des distances à l'échelle d'un pays. Il s'agit d'un effort comparable au développement des filières de distribution du pétrole, qui a demandé plusieurs dizaines d'années. Le coût du déploiement d'un système complet de distribution pourrait demander de 10 à 15 milliards de dollars pour les seuls États-Unis[17]. Ce frein économique implique que le passage à l'hydrogène ne peut résulter que d'un choix généralisé, et nécessite aussi l'aplanissement des difficultés existantes.

En , Volvo et Daimler, avec des géants de la logistique tels que Deutsche Post DHL et Schenker ont dit que pour eux, l'avenir du fret poids-lourd est localement électrique et pour les longs trajets hybride (électrique + hydrogène[1].

Monde[modifier | modifier le code]

L'Agence internationale de l'énergie (IEA) a salué son « vaste potentiel » dans un tout premier rapport sur l'hydrogène en [18].

Selon Bloomberg New Energy Finance l'hydrogène propre « peut aider à réduire le tiers le plus difficile des émissions mondiales de gaz à effet de serre d'ici 2050» en [19].

Europe[modifier | modifier le code]

En 2018, l'hydrogène figure dans les huit scénarios d'émissions nettes nulles de CO2 de la Commission européenne pour 2050[20]. Et le Green Deal européen engage l’Europe à devenir le premier continent climatiquement neutre du monde d’ici 2050 [21].

Le , la Commission a présenté son projet hydrogène à l'horizon 2050, avec l'objectif de porter l'hydrogène à 12 ou 14 % du mix énergétique ; la capacité de production devrait atteindre 6 GW en 2024, puis 40 GW en 2030. La Commission estime les besoins d'investissements entre 180 et 470 milliards d'euros d'ici à 2050. Thierry Breton, commissaire européen en charge du Marché intérieur, annonce la création d'une « alliance de l'hydrogène » regroupant industriels, États-membres et représentants de la société civile pour « réindustrialiser l'Europe tout en respectant l'impératif climatique ». La Commission a finalement proposé, au terme de rudes débats internes, de n'exclure aucun mécanisme de production d'hydrogène dans un premier temps : le nucléaire sera maintenu parmi les candidats potentiels, ainsi que les énergies fossiles avec technologies de capture du carbone[9].

Les gestionnaires de réseaux gaz GRTgaz (français ) et Creos (luxembourgeois et allemand) annoncent en la création, sur la base d’infrastructures existantes, du réseau d'hydrogène MosaHyc (Moselle Sarre Hydrogène Conversion) à l’horizon 2022 ; ce gazoduc transfrontalier de 70 km desservira des industries mosellanes, sarroises et luxembourgeoise. Sur la plateforme de Carling, Uniper s'apprête à fermer la centrale thermique à charbon Émile-Huchet, libérant une emprise qui pourrait accueillir une unité de production d'hydrogène par électrolyse. Une étude publiée en 2019 par neuf opérateurs du secteur démontre la possibilité d'intégrer à court terme et sans adaptation majeure 10 %, puis 20 % d'hydrogène dans le mix gazier, avant d'envisager à l'horizon 2050 des « clusters » 100 % hydrogène[22].

Allemagne[modifier | modifier le code]

Le ministre de l'Économie, Peter Altmaier, promet le la finalisation d'ici la fin de 2019 d'une stratégie nationale pour « poser les jalons pour que l'Allemagne devienne le numéro un mondial des technologies de l'hydrogène ». L'Allemagne couvre plus de 40 % de sa consommation d'électricité par les énergies renouvelables et le pays veut porter cette part à 65 % en 2030 ; pour se passer du charbon à partir de 2038, alors qu'il fournissait encore 38 % de la consommation électrique du pays en 2018, il faudra stocker l'énergie produite par les éoliennes et le solaire sous forme d'hydrogène produit par électrolyse, afin de l'utiliser directement, par exemple dans les industries chimique ou sidérurgique, ou comme carburant pour les voitures à hydrogène dont le nombre devrait atteindre 60.000 en 2022[23].

Le , le conseil des ministres allemand adopte sa « stratégie nationale pour l'hydrogène », qui va mobiliser 7 milliards des 130 milliards d'euros du plan de relance allemand : l'Allemagne ambitionne de devenir «le fournisseur et producteur numéro 1» d'hydrogène. L'objectif est d'atteindre en 2030 une capacité de production d'hydrogène issu de sources d'énergies renouvelables de 5 GW, puis de 10 GW en 2040. Le procédé d'électrolyse de l'eau pour produire de l'hydrogène entraîne une déperdition d'énergie de 30 % ; le gouvernement estime donc qu'il faudra 20 TWh d'électricité renouvelable pour produire les 14 TWh d'hydrogène correspondant aux 5 GW visés. Le gouvernement prévoit 2 milliards d'euros supplémentaires pour développer et sécuriser son approvisionnement au travers de partenariats internationaux ; un premier partenariat a été signé le même jour avec le Maroc. Les efforts seront concentrés sur les secteurs les plus proches de la viabilité économique ou qui ne peuvent être décarbonés autrement, en premier lieu celui de l'acier, qui représentant environ 30 % des émissions de CO2 de l'industrie allemande, ainsi que la chimie et les transports de marchandises ou collectifs ; sous la pression de l'Union CDU-CSU, le plan prévoit aussi 2,1 milliards d'euros de subventions à l'achat de voitures particulières à l'hydrogène sur une enveloppe totale de 3,6 milliards[24],[25].

France[modifier | modifier le code]

En 2019, l’hydrogène consommé en France répond presque exclusivement à des usages industriels non énergétiques, principalement dans les secteurs du raffinage pétrolier et de la chimie. L’hydrogène utilisé dans ces procédés est produit surtout à partir de combustibles fossiles (à 95 % à partir de gaz, pétrole et charbon), émetteurs de CO2. Une partie de cette production est « fatale », inhérente aux activités industrielles concernées. Une autre (environ 40 %) est produite par des unités dédiées de vaporeformage du méthane : elle pourrait être remplacée par de l’hydrogène bas-carbone produite par électrolyse, l’électricité produite en France est déjà très largement décarbonée (à 93 %) et la fermeture annoncée des dernières centrales au charbon en améliorera encore le bilan carbone[26].

  • 2015 : quelques collectivités françaises disposent de plans de déploiement de stations de distribution d'hydrogène pour des véhicules à hydrogène[27], et le Département de la Manche s'est déjà doté d'une « stratégie hydrogène »[28].
  • 2016 En février un avis de l'Ademe[29] rappelle les limites et contraintes de la filière (notamment rendement assez faible et surtout encore évalué à 150 euros/MWh pour 2030, soit deux à quatre fois le prix actuel du gaz naturel selon un travail prospectif de l’Agence internationale de l'énergie, mais encourage néanmoins le développement de l'hydrogène qui peut selon l'Ademe, grâce à ses qualités de vecteur énergétique trouver sa place dans le mix énergétique futur.
    Le , dans le cadre de la « Nouvelle France industrielle », et à la suite d'un rapport de mission des Conseils généraux de l’économie et de l’environnement, un Appel à projet[30] du ministère de l'Environnement vise à développer une économie de l'hydrogène, via la création de chaînes intégrées et complètes de production, de conditionnement, de distribution et de valorisation d’hydrogène dans certains territoires dits « territoires hydrogène ». Les projets peuvent par exemple porter sur la mobilité, l'alimentation énergétique de sites isolés, le lissage de la production énergétique de sources intermittentes, l'injection d'hydrogène dans le réseau de gaz, des usages industriels dont cogénération [28]. Le rapport de mission cité plus haut conclut que l’hydrogène-énergie pourrait devenir « visible » vers 2025-2030. Il recommande de structurer la filière via une feuille de route, une gouvernance adaptée et un soutien aux techniques de sécurisation, de réduction des coûts et aux technologies matures et de rupture du Programme des investissements d'avenir (PIA). L'AAP espère « montrer qu'un territoire, dès lors qu'il utilise une source d'hydrogène décarbonnée pour satisfaire plusieurs utilisations, peut générer un développement économique rentable et écologique ». La notion de territoire peut ici désigner un territoire urbain, rural, mais aussi des zones d'activités, ports et aéroports, ou des îles.
  • 2017 un « Conseil de l'hydrogène » a été créé par 13 industriels pour soutenir le développement de l'hydrogène au sein la transition énergétique, puis mi-2017 c'est un club des élus ambassadeurs de l'hydrogène qui s'est formé en lien avec l’Afhypac : l'association française pour l'hydrogène et les piles à combustible), visant le partage d’expériences (sur les freins et leviers de la filière) et un décloisonnement des pratiques (selon Philippe Boucly, son 1er vice-président). Dans le cadre de la Nouvelle France industrielle, l'Afhypac a lancé une initiative « France Hydrogène » appuyant le développement de PPP et la R&D, et rester compétitif face au Japon, à l'Allemagne, et à la Californie). L'Afhypac dit avoir été rejoint par des équipementiers comme Plastic Omnium et Faurecia, par DCNS et par de nombreuses startups et PME. De 2014 à 2017 le nombre de PME et startup adhérentes à l'Afhypac est passé de 13 à 38 (triplement).
    Le club demande à Nicolas Hulot la création, à l'image du Fonds Chaleur géré par l'Ademe d’un fonds pour la mobilité durable (au-delà de la seule voie de l’hydrogène). L'Ademe reconnaît manquer de moyens pour soutenir la mobilité soutenable, et priorise le soutien à l'animation de terrain autour de l'écomobilité et de la multimodalité, pour faire évoluer les comportements de mobilité[31].
  • 2018 : Le 1er juin le gouvernement français a présenté un plan de « déploiement de l’hydrogène pour la transition énergétique » qui cible les transports, accompagné d'un budget de 100 millions €/an[32].
  • 2019 : le , EDF lance sa nouvelle filiale Hynamics dont l'objet est la production d'hydrogène par électrolyse de l'eau et sa commercialisation pour les usages industriels et pour les flottes de véhicules lourds[33].
  • 2020 : en janvier, RTE publie un rapport sur les perspectives de l'hydrogène bas carbone : à l’horizon 2030-2035, l’enjeu du développement de l’hydrogène bas carbone participe d’une démarche de décarbonation, pour les usages actuels de l’hydrogène dans l’industrie (le remplacement du vaporeformage par l’électrolyse tel que prévu par les orientations des pouvoirs publics conduit à une réduction des émissions en France d'environ 6 millions de tonnes de CO2 par an à l’horizon 2035, soit un peu plus de 1 % des émissions nationales), mais potentiellement aussi pour la mobilité lourde ou, à moyen terme, pour alimenter le réseau de gaz existant en substitution du gaz fossile ; à plus long terme (horizon 2050), les scénarios reposant très majoritairement sur les énergies renouvelables devront nécessairement s’appuyer sur du stockage ; la boucle power-to-gas-to-power, via l’hydrogène, constitue une option à considérer, malgré son faible rendement énergétique (entre 25 % et 35 % selon les technologies actuelles). L’intégration au secteur électrique d’électrolyseurs en grand nombre se traduit par une consommation d’électricité de l’ordre de 30 TWh à horizon 2035, soit 5 % de la production décarbonée prévue à cet horizon, ce qui ne présente pas de difficulté technique particulière, car les électrolyseurs sont par nature flexibles et pourront s’effacer lors des pointes de consommation. La capacité des électrolyseurs à faire varier leur niveau de consommation électrique en quelques secondes leur permet de fournir des services au système électrique, pour l’équilibre offre-demande et pour l’exploitation du réseau, mais la valeur associée à la fourniture de ces services devrait être limitée au regard des coûts des électrolyseurs ; un cas d’intérêt particulier est identifié : la localisation d’électrolyseurs sur les côtes normandes pour contribuer à la résolution des congestions sur le réseau de l’axe Normandie-Manche-Paris en cas de fort développement de la production électrique (éolien en mer et nucléaire) sur cette zone[26].
L'étude de RTE compare les coûts collectifs (intégrant une hypothèse de valeur du carbone) de trois modes opératoires possibles pour les électrolyseurs : 1) approvisionnement sur le marché pendant les périodes de surplus renouvelable ou nucléaire ; 2) approvisionnement sur le marché de l’électricité en base, hors situations de tension ; 3) couplage avec de la production renouvelable (par exemple photovoltaïque) dans le cadre de modèles « locaux ». Alors que le coût de l'hydrogène produit par vaporeformage est de 1,8 €/kg H2 avec une valeur du carbone de 30 €/t et de 4,9 €/kg H2 avec une valeur du carbone de 375 €/t, les modes 2 et 3 ont un coût intermédiaire entre ces deux valeurs : respectivement 3,0 €/kg H2 et 3,5 €/kg H2 ; le coût du mode 1 apparaît beaucoup trop élevé : 6,7 €/kg H2. Le développement de la production d'hydrogène bas carbone dépendra donc de l’évolution de la fiscalité et du soutien public[26].

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. a b c d e f g et h (en) Sonja van Renssen, « The hydrogen solution? », Nature Climate Change, vol. 10, no 9,‎ , p. 799–801 (ISSN 1758-678X et 1758-6798, DOI 10.1038/s41558-020-0891-0, lire en ligne, consulté le 3 septembre 2020)
  2. a et b Wikisource:fr:L’Île mystérieuse, Partie 2, Chapitre 11, page 318.
  3. a b c d e f et g (en) The History of Hydrogen, hydrogenus.org.
  4. (en) « for the synthesis of ammonia from its elements » in , « The Nobel Prize in Chemistry 1918 », Fondation Nobel, 2010. Consulté le 10 novembre 2019
  5. (en) Daedalus or Science and the Future, Cambridge, .
  6. (en) John O'Mara Bockris, Energy, the solar hydrogen alternative, New York, Wiley, , 365 p. (ISBN 978-0-470-08429-8, OCLC 635657708)
  7. L'économie hydrogène - Après la fin du pétrole, la nouvelle révolution économique, Éditions La Découverte.
  8. Jeremy Rifkin, La troisième révolution industrielle. Comment le pouvoir latéral va transformer l'énergie, l'économie et le monde, Les Liens qui libèrent, (ISBN 2-9185-9747-3)
  9. a et b Le plan de Bruxelles pour faire « décoller » l'hydrogène en Europe, Les Échos, 8 juillet 2020.
  10. http://www.fair-pr.de/background/worldwide-hydrogen-production-analysis.php
  11. a et b Tout savoir sur l'hydrogène en quatre questions, Les Échos, 9 juillet 2020.
  12. Pascal Poggi |https://www.lemoniteur.fr/article/la-premiere-chaudiere-a-hydrogene-domestique-est-en-service-depuis-le-25-juin.2049290 La première chaudière à hydrogène domestique est en service depuis le 25 juin|26/08/2019
  13. Comment Air Liquide investit dans la production d'hydrogène « vert », Les Échos, 21 janvier 2021.
  14. Rendement de la chaine Hydrogène - Cas du «Power-to-H2-to-Power», ADEME, janvier 2020.
  15. professeur en géopolitique de l'énergie à l'Université Libre de Bruxelles en Belgique
  16. professeur pour les futurs systèmes énergétiques à l'Université de technologie de Delft aux Pays-Bas et l'un des auteur du concept d'économie de l'hydrogène
  17. Estimation de General Motors, citée par P. Laffitte et C. Saunier, Les apports de la science et de la technologie au développement durable, rapport réalisé pour l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques.
  18. IEA (2019) The Future of Hydrogen
  19. Bloomberg L.P (2020) Hydrogen Economy Outlook: Key Messages,30 mars 2020.
  20. A Clean Planet for all: A European Long-term Strategic Vision for a Prosperous, Modern, Competitive and Climate Neutral Economy (European Commission, 2018) Lire en ligne (avec choix de langues)
  21. A European Green Deal. European Commission (2020)
  22. Hydrogène : vers un réseau entre la Moselle, la Sarre et le Luxembourg, Les Échos, 23 juillet 2020.
  23. L'Allemagne veut devenir le champion de l'hydrogène, Les Échos, 5 novembre 2019.
  24. L'hydrogène, le pari à 9 milliards de l'Allemagne, Les Échos, 10 juin 2020.
  25. L'Allemagne ambitionne de devenir «numéro 1 mondial» dans l'hydrogène, Le Figaro, 10 juin 2020.
  26. a b et c La transition vers un hydrogène bas carbone, RTE, janvier 2020.
  27. http://www.symbiofcell.com/sations-villes-france/
  28. a et b Appel à projets ; La France se dote de territoires hydrogène, brève de Environnement magazine, 10 mai 2016
  29. L’hydrogène dans la transition énergétique, Avis de l'Ademe, publié en février 2016], PDF, 7 pages
  30. Cahier des charges de l'AAP « Territoires Hydrogènes », PDF, 20 pages, AAP clôturé le 30 septembre 2016
  31. Source : Thomas Blosseville (2017), Après le Fonds chaleur, un Fonds mobilité durable ? Environnement Magazine 22/06/2017
  32. Mobilité hydrogène : la France va-t-elle réussir sa montée en puissance ?18 oct. 2018
  33. EDF lance sa filiale Hynamics pour produire et vendre de l'hydrogène bas carbone à l'industrie, L'Usine Nouvelle, 2 avril 2019.

Bibliographie[modifier | modifier le code]

  • Jeremy Rifkin (2002) L'économie hydrogène : après la fin du pétrole, la nouvelle révolution économique , La Découverte,
  • CGDD (2015) ; Rapport Filière hydrogène-énergie (rapport n° 010177-01 ; pdf - 6.7 Mo) – co-écrit par Jean-Louis Durville, Jean-Claude Gazeau, Jean-Michel Nataf, CGEDD, Jean Cueugniet, Benoît Legait, CGE, PDF, 161 p. rendu public le  ; résumé
  • AFHYPAC (2016) L'hydrogène en France en 2016 , association française pour l’hydrogène et des piles à combustible, PDF, 32 pages

Liens externes[modifier | modifier le code]

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