Hydrogène : un électrolyseur qui passe de 0 à 50 000 ampères en moins de 10 secondes

D’après pv magazine International

Hydrogen Optimized, une filiale de Key DH Technologies, basée à Toronto, a déclaré avoir démontré la capacité de son système d’électrolyse unipolaire à courant élevé RuggedCell, en attente de brevet, à passer de 0 à 50 000 ampères en moins de 10 secondes. « Cette percée montre que la technologie RuggedCell peut être utilisée pour stabiliser les réseaux électriques et optimiser la récupération d’énergie à partir de sources d’énergie renouvelables intermittentes comme le solaire et l’éolien », a écrit la société mercredi, en faisant référence à ses électrolyseurs d’eau alcaline.

Jusqu’à présent, le consensus parmi les experts en hydrogène vert du monde entier était que seuls les électrolyseurs d’eau PEM pouvaient absorber et restituer rapidement l’électricité et ainsi être utilisés pour stabiliser les sources d’énergie électrique variables. « Nous avons maintenant prouvé que la technologie alcaline RuggedCell, qui peut être mise à l’échelle de manière unique pour des déploiements de systèmes individuels de plusieurs centaines de mégawatts, égale ou dépasse la capacité de la technologie PEM à gérer des niveaux de puissance variables », a commenté Andrew Stuart, PDG d’Hydrogen Optimized. Selon la société, cette technologie constitue une évolution importante par rapport à la technologie alcaline bipolaire à faible courant et faible puissance présente sur le marché. « Ces systèmes sont intrinsèquement limités dans leur gamme de variabilité de puissance et prennent plusieurs minutes ou plus pour monter et descendre en puissance. En outre, comme la technologie PEM, les modules alcalins bipolaires individuels sont limités à une production à plus petite échelle ».

Dans le reste de l’actualité dans l’hydrogène, l’énergéticien Engie et la société d’énergie renouvelable Masdar, détenue par le gouvernement des Émirats arabes unis, ont signé la semaine dernière un accord d’alliance stratégique pour explorer le codéveloppement d’un centre d’hydrogène vert basé aux Émirats arabes unis. « Les deux entreprises cherchent à développer des projets d’une capacité d’au moins 2 GW d’ici 2030, avec un investissement total de l’ordre de 5 milliards de dollars », indique leur communiqué de presse. Dans un premier temps, les deux entreprises cibleront les marchés locaux. Elles ont l’intention d’accroître leur capacité afin de créer un centre d’hydrogène vert à grande échelle pour le Conseil de coopération du Golfe (Bahreïn, Koweït, Oman, Qatar, Arabie saoudite et Émirats arabes unis). En septembre, Masdar, également connue sous le nom de Abu Dhabi Future Energy Company, s’est associée à Abu Dhabi Nation.

La société japonaise Kawasaki Heavy Industries et la société énergétique allemande RWE prévoient d’installer à Lingen, en Allemagne, une turbine à gaz alimentée par de l’hydrogène vert renouvelable. « Sur le site de sa centrale à gaz de Lingen, RWE a l’intention de produire de l’hydrogène vert avec des électrolyseurs alimentés par de l’électricité renouvelable. L’entreprise prévoit de construire une première usine d’électrolyse de 100 MW à Lingen d’ici 2024, qui devrait être étendue à 2 GW d’ici la fin de la décennie », ont écrit les deux entreprises mercredi. Kawasaki a écrit qu’elle a développé deux types différents de systèmes de combustion pour atteindre un fonctionnement à 100% d’hydrogène. « L’un est une flamme de diffusion, l’autre une chambre de combustion sèche à faibles émissions (DLE). Dans un premier temps, la chambre de combustion à flamme de diffusion sera utilisée pour le projet H2GT- Lingen. La chambre de combustion à flamme diffusée utilisera l’injection d’eau pour obtenir de faibles émissions. Dans une phase ultérieure, la chambre de combustion à flamme de diffusion installée sera remplacée par une chambre de combustion Micro-Mix DLE (chambre de combustion MMX) ». Kawasaki vise à atteindre « la neutralité carbone autonome en 2030 grâce à des initiatives indépendantes centrées sur la production d’hydrogène ». Il veut transporter 225 000 tonnes d’hydrogène liquéfié de l’étranger vers le Japon en 2030.

Le conglomérat allemand d’ingénierie ThyssenKrupp Industrial Solutions et la société minière australienne cotée Infinity Lithium collaborent pour tester la faisabilité de l’hydrogène vert pour alimenter le processus de conversion chimique du lithium. « Le protocole d’accord souligne l’intention des deux parties d’appliquer les avancées technologiques en matière d’applications énergétiques de l’hydrogène vert pour l’équipement pyrométallurgique pertinent pour les processus de conversion chimique du lithium. Les avancées ont le potentiel d’être intégrées à la fois dans le projet San José Lithium et dans les nouveaux processus de conversion hydrométallurgique du lithium d’Infinity GreenTech », peut-on lire dans un communiqué de presse publié lundi. Le projet San José est situé dans la région d’Estrémadure en Espagne. « Cette première application mondiale à un projet intégré de lithium verra des activités à l’échelle pilote utilisant la nouvelle installation tk BU Mining Hydrogen Burner en Allemagne pour évaluer la charge d’alimentation de San José et l’utilisation d’hydrogène vert pour alimenter un four rotatif ».

La société britannique de distribution de gaz SGN, le Green Investment Group (GIG) de Macquarie et Esso Petroleum, filiale d’ExxonMobil, ont signé un protocole d’accord afin d’étudier l’utilisation de l’hydrogène et du captage du carbone pour contribuer à réduire les émissions dans le pôle industriel de Southampton. “Une étude de faisabilité initiale réalisée par SGN et GIG montre que la demande annuelle d’hydrogène du cluster, qui abrite le complexe Fawley d’ExxonMobil, pourrait atteindre 37 TWh d’ici 2050, ce qui correspondrait à la demande de chauffage de 800 000 foyers dans le sud de l’Angleterre”, a écrit ExxonMobil mercredi. L’étude de faisabilité a estimé que les installations de captage du carbone pourraient initialement capter environ 2 millions de tonnes de CO2 par an, y compris à partir de la production initiale d’hydrogène d’environ 4,3 TWh par an.

Le gouvernement d’Australie-Méridionale, la société multinationale suisse de négoce de matières premières Trafigura et l’entreprise multimétallique cotée sur Euronext Nyrstar ont annoncé un investissement conjoint pour construire une installation de production d’hydrogène vert à l’échelle commerciale à Port Pirie, une ville régionale au nord d’Adélaïde. « L’étude d’avant-projet détaillé de 5 millions de dollars australiens pour le projet d’hydrogène vert de Port Pirie, financée conjointement par Trafigura et le gouvernement de l’État d’Australie-Méridionale, commencera immédiatement, et une décision finale d’investissement sera prise d’ici la fin 2022. Si le projet est approuvé, la construction commencera en 2023 », a écrit Trafigura jeudi. Le projet de 750 millions de dollars australiens, s’il est approuvé, produirait initialement 20 tonnes par jour (tpj) d’hydrogène vert pour l’exportation sous forme d’ammoniac vert. L’usine à grande échelle devrait produire 100 tpj d’hydrogène vert à pleine capacité à partir d’un électrolyseur de 440 MW. À ce stade, le projet viserait à la fois le marché d’exportation et le marché intérieur. L’oxygène produit serait utilisé par la fonderie de Nyrstar Port Pirie. Nyrstar a déclaré que le projet d’hydrogène vert de Port Pirie permettrait à son entreprise de franchir une étape importante dans l’amélioration de sa compétitivité sur le marché international du zinc, du plomb et d’autres métaux. Trafigura a déclaré qu’il s’approvisionnerait en énergie 100 % renouvelable.

L’engouement pour l’hydrogène aide l’hydrogène vert à devenir compétitif en termes de coûts sur le long terme, a écrit le groupe de consultants Wood Mackenzie dans son rapport “Hydrogen costs 2021 : getting ready to scale”, ajoutant que la baisse des prix des électrolyseurs permettra à l’hydrogène vert « d’être compétitif sur 12 marchés – ceux qui ont les taux d’utilisation les plus élevés et les prix de l’électricité renouvelable les plus bas – d’ici 2030 ». Bridget van Dorsten, analyste de recherche au sein de l’équipe de recherche sur l’hydrogène de Wood Mackenzie, a expliqué que le Brésil et le Chili sont parmi les premiers à exploiter des énergies renouvelables bon marché pour produire de l’hydrogène vert hors réseau. « D’ici 2050, 20 des 24 pays de notre analyse verront les coûts de l’hydrogène vert très compétitifs », a-t-elle déclaré. L’analyse porte sur l’Australie, la Belgique, le Brésil, le Canada, le Chili, la Chine, la France, l’Allemagne, l’Inde, l’Indonésie, l’Italie, le Japon, la Malaisie, le Maroc, les Pays-Bas, la Norvège, Oman, le Portugal, la Russie, l’Arabie saoudite, la Corée du Sud, l’Espagne, le Royaume-Uni et les États-Unis. Les coûts sont tirés vers le bas par les économies d’échelle, les nouveaux entrants sur le marché, une plus grande automatisation et une modularité accrue. Bridget van Dorsten fait cependant valoir que les facteurs de coût diffèrent selon les types d’électrolyseurs. « Les réductions pour les électrolyseurs à oxyde solide devraient être les plus spectaculaires au cours des six à huit prochaines années ; mais les coûts des membranes des électrolyseurs alcalins et polymères devraient baisser de 35 à 50 % d’ici 2025 ». Elle explique également que la capacité mondiale estimée de fabrication d’électrolyseurs n’était que de 200 MW en 2019, mais qu’avec 1,3 GW de capacité supplémentaire au premier trimestre 2021, elle s’élève désormais à environ 6,3 GW.

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