Le consortium HyDeal met la barre haute et affirme pouvoir vendre à 1,5 €/kg son hydrogène vert dès 2022

pv magazine : Monsieur Lepercq, votre société, Soladvent, fait partie du consortium Hydeal et vous en êtes le porte-parole. Le consortium prévoit de déployer 95 GW d’énergie solaire et 67 GW d’hydrogène en Espagne d’ici 2030. Comment atteindre cet objectif gigantesque ? Si l’on considère que le projet démarrera en 2022, on parle d’une capacité de 10,5 GW de solaire et de 7,4 GW d’hydrogène par an. Faut-il considérer que cette capacité séparément du développement classique du marché ?

Thierry Lepercq : Ces chiffres semblent importants, mais ils ne le sont pas. Ils ne représentent que 1% de la consommation européenne de combustibles fossiles. Selon certaines estimations, le marché mondial du photovoltaïque atteindra 200 GW cette année et continue de se développer de manière exponentielle, nous parlons donc que d’une petite fraction de ce marché. La capacité des projets d’énergie solaire qui ont demandé à être connectés au réseau dans la seule Espagne dépasse les 220 GW, bien que les contraintes du réseau signifient que la plupart de ces projets ne se concrétiseront que sous la forme d’hydrogène, connecté au réseau de gaz. Il est vrai que la capacité mondiale de fabrication des électrolyseurs est encore assez faible. Mais attendez les annonces de la giga-fabrique dans les 12 prochains mois : les gens vont être stupéfaits !

Vous avez récemment déclaré que le projet pourrait faire un grand bond en avant entre 2025 et 2026. Qu’arrivera-t-il exactement à ce stade, et la baisse du prix des panneaux photovoltaïques jouera-t-elle également un rôle ?

Le photovoltaïque est dans une incroyable course à l’ultra-compétitivité. Le seuil de 10 €/MWh est sur le point d’être franchi, et les progrès technologiques et de fabrication continus garantissent que cette course ne ralentira pas avant au moins une décennie. Le bond des volumes d’hydrogène vert et la baisse correspondante des coûts que nous prévoyons d’ici 2025 sont le résultat de deux facteurs : la montée en puissance des giga-fabriques d’électrolyseurs, dont la capacité sera massivement augmentée à partir de 2024, et le déploiement de milliers de kilomètres de conduites de transport d’hydrogène et de térawatts-heures de stockage souterrain correspondants, à cet horizon.

Le consortium vise à atteindre un prix de l’hydrogène vert d’environ 1,5 €/kg d’ici 2030. Selon des études récentes, l’objectif de 2 €/kg serait difficilement atteint et, seulement sur certains marchés. Pouvez-vous expliquer comment cela pourrait être réalisé techniquement et économiquement ? Le franchissement du seuil de 1,5 €/kg est-il inévitable pour que l’hydrogène vert soit viable ?

En tant qu’entrepreneur solaire, j’ai défié les sceptiques de Solairedirect, mon ancienne entreprise, en remportant la meilleure offre lors d’une vente aux enchères très compétitive en Inde en 2011, le premier parc solaire commercial au Chili en 2013 et le premier projet à moins de 20 $/MWh au Mexique en 2017. Les observateurs de l’industrie devraient le savoir maintenant : les entrepreneurs et les projets réels ont toujours battu les “études” et les “experts”, qui se sont constamment avérés à la traîne par rapport aux forces réelles du marché. Mon entreprise vise 1,5 €/kg livré, y compris le transport en stockage, non pas en 2030 mais en 2022, car c’est ce que le marché demande. Environ 1 euro/kg est l’équivalent du gaz naturel livré en Europe, plus une valeur de 0,5 euro/kg de carbone, ce qui correspond à 50 euros par tonne de CO2. Il n’y a rien de magique pour arriver à ce point. Trois facteurs sont nécessaires : des sites à grande échelle de plus de 500 MW ; des zones de forte irradiation comme l’Espagne, le Portugal et la Tunisie ; et des EPC solaires et des électrolyseurs industrialisés fondés sur des technologies matures et évolutives, un financement par emprunt à long terme compétitif grâce à la réduction des risques liés à l’achat et aux flux de trésorerie.

Quelle part de la baisse attendue du prix de l’hydrogène vert proviendra de l’amélioration de la technologie photovoltaïque et quelle part de l’amélioration des technologies d’électrolyse ?

Comme l’ont montré les enchères organisées ces derniers mois en Espagne, au Portugal et aux Émirats arabes unis, avec des prix allant de 11 à 14 euros/MWh, l’énergie solaire photovoltaïque a déjà atteint le niveau de coût nécessaire, mais de nouveaux développements y contribueront certainement. Nous ne comptons pas sur une rupture dans la technologie des électrolyseurs, car nous nous en tenons à l’électrolyse alcaline, de loin la plus mature et la plus rentable, mais sur des progrès en matière d’efficacité énergétique grâce à des piles plus grandes et des effets d’échelle dans l’approvisionnement et la fabrication. Nous envisageons une baisse de 60% du coût total des électrolyseurs, y compris l’EPC, pour le ramener en dessous de 400 €/kW d’ici 2025.

Pour atteindre ces objectifs ambitieux en termes de volumes et de prix, quelle est l’échelle que doivent atteindre les projets individuels ? Peut-on imaginer des centrales solaires de la taille d’un gigawatt reliées à un électrolyseur géant dans le sud de l’Europe ?

Oui, bien sûr. La clé du succès est la co-location de grandes centrales solaires et d’électrolyseurs connectés directement au réseau de gaz et bientôt d’hydrogène. La connexion au réseau électrique doit être totalement évitée, car elle augmente énormément les coûts totaux sans apporter aucun bénéfice. Nous travaillons déjà sur des sites au sud de la Méditerranée avec des capacités individuelles de plus de 25 GW.

L’Espagne a été choisie comme région de prédilection pour le projet. Est-il prévu de l’étendre à d’autres pays comme l’Italie, le Portugal ou la France ? Quelles devraient être les caractéristiques d’un emplacement idéal pour les grands projets d’hydrogène vert ? La présence d’une demande industrielle d’hydrogène à proximité est-elle nécessaire ? L’hydrogène produit sera-t-il également expédié vers des marchés hors d’Europe ?

C’est un jeu lié aux ressources. Si vous cherchez du pétrole, il faut aller dans le bassin permien et non en région parisienne, qui produit de minuscules volumes. Quant à l’énergie solaire, il faut 2 000 kWh/kW et beaucoup de terrain disponible. Seuls deux pays européens répondent à ces exigences : L’Espagne et le Portugal, et peut-être certaines parties du sud de l’Italie. La France est handicapée par une ressource beaucoup plus réduite et des procédures d’autorisation cauchemardesques. L’existence d’un transport par pipeline très bon marché permet de parcourir des milliers de kilomètres entre la production et l’utilisation. Les géants industriels allemands savent déjà qu’ils prospéreront grâce à l’hydrogène espagnol et tunisien provenant de grands sites à faible impact environnemental. L’Europe dans son ensemble n’exportera pas et restera un importateur important, tout comme elle l’est aujourd’hui pour le pétrole et le gaz.

Vous avez récemment déclaré que le consortium commencera à vendre de l’hydrogène en septembre 2022. Quels sont les prix et les volumes de vente auxquels nous pouvons nous attendre ? Dans quelle mesure ces premières tentatives dépendront-elles des infrastructures gazières existantes ?

Le marché, toujours le marché. Notre objectif est un prix de vente de 1,5 €/kg dès le premier jour, car c’est ce que réclament les clients industriels, pour la chimie, le raffinage, l’acier, le ciment, le secteur de l’énergie pour l’électricité et le chauffage, et la mobilité pour le transport maritime et le carburant des camions. C’est un jeu binaire de matières premières. Si vous atteignez le prix du marché, il n’y a pas de limite à ce que vous pouvez vendre. Si vous êtes au-dessus du marché, personne n’achètera chez vous. Nous allons commencer à injecter dans le réseau gazier et à commercialiser notre produit avec des garanties d’origine, et nous passerons à des gazoducs dédiés à l’hydrogène dès qu’ils seront prêts. Nous espérons dépasser la barre des 20 000 t/an au début de 2024 et atteindre 500 000 t/an deux ans plus tard.

Le consortium s’attend-il à des cadres réglementaires favorables et à des mesures d’incitation en faveur de l’hydrogène ? Quel type de conditions les décideurs politiques devraient-ils créer pour que des projets comme HyDeal réussissent ?

L’industrie de l’hydrogène est une version zéro-carbone de l’industrie pétrolière. La voie à suivre est celle de l’amont, du « midstream » et de l’aval. Nous sommes convaincus que les deux extrémités de la chaîne de valeur peuvent se débrouiller seules. La question clé est le midstream, c’est-à-dire le transport et le stockage. Nous avons besoin que les gouvernements et les régulateurs mettent en place des cadres réglementaires appropriés pour permettre des décisions d’investissement visant à réutiliser et à étendre les pipelines et les cavités souterraines existants dès que possible. La Commission européenne, certains gouvernements – en particulier le gouvernement allemand – et les opérateurs de transport de gaz à travers l’Europe prennent sérieusement en compte ce sujet, je suis donc assez optimiste.

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