Électrolyse de l’eau déacoplée, une méthode qui produit de l’hydrogène vert pour 20 €/MWh en tirant parti de l’intermittence des énergies renouvelables.

L’Espagne s’apprête à entamer une nouvelle étape dans la production d’hydrogène renouvelable grâce à un projet qui combine de l’eau, des rayonnements solaires et une conception conçue pour fonctionner sans connexion au réseau électrique.

Cette initiative, portée par H2Pro et le développeur international Doral Hydrogen, place l’Extremadure au cœur d’une démarche visant à réduire les coûts, à assurer la traçabilité climatique et à tester jusqu’où peut aller une technologie encore en phase de démonstration.

Le tandem hydrogène vert-énergies renouvelables

Ce projet, présenté comme le premier de ce type en Espagne, s’appuiera sur la technologie DWE, acronyme de Decoupled Water Electrolysis, un système d’électrolyse déconnecté qui sépare la production d’hydrogène et d’oxygène en deux étapes distinctes.

Selon H2Pro, cette architecture permet de faire face à l’intermittence des énergies photovoltaïques, de fonctionner sans membrane et d’éviter une partie des problèmes de dégradation et d’efficacité liés aux systèmes conventionnels. L’entreprise affirme en outre que son design répond mieux aux cycles de démarrage et d’arrêt des énergies renouvelables.

La première phase débutera avec un électrolyseur DWE de 5 MW connecté directement, en courant continu, à 10 MWp de production solaire. Par la suite, le complexe devrait atteindre 50 MW d’électrolyse et 80 MWp de capacité photovoltaïque.

L’objectif est que toute l’installation fonctionne hors réseau et produise de l’hydrogène alimenté exclusivement par de l’énergie solaire, en respectant les exigences les plus strictes pour les carburants renouvelables d’origine non biologique, connus sous le nom de RFNBO.

Cette démarche n’est pas seulement technologique. H2Pro affirme que la baisse du prix de l’électricité renouvelable n’a pas eu le même effet sur l’hydrogène. Selon leurs calculs, les projets conventionnels liés à des accords d’achat d’énergie verte coûtent environ 50 euros par MWh, tandis qu’une configuration isolée du réseau permet de descendre à environ 20 euros par MWh.

L’entreprise calcule ainsi une économie de 2,5 fois et affirme que son système évite le mode d’attente en surchauffe tout en maintenant une haute efficacité dans un large éventail de conditions de fonctionnement, deux facteurs qu’elle juge décisifs pour réduire le coût nivelé de l’hydrogène, ou LCOH.

Depuis Hydrogen Europe, l’avis est favorable, bien que non dénué de nuances. L’association européenne considère qu’il s’agit de l’un des modèles les plus exigeants parmi ceux de l’électrolyse, précisément parce que l’électrolyseur est connecté à une installation solaire dédiée et ne dépend pas du réseau électrique.

Selon lui, cela garantit un hydrogène entièrement renouvelable, réduit la pression sur un réseau déjà saturé et améliore la traçabilité de l’approvisionnement en énergie. Il le présente également comme une solution particulièrement utile dans les régions dotées de ressources renouvelables abondantes et proches de points d’injection d’hydrogène.

Pourquoi l’Éstrémadure ?

Le choix de l’Éstrémadure n’est pas non plus fortuit. H2Pro souligne que la région dispose de quelques-unes des meilleures ressources solaires d’Europe, possède suffisamment de terrain pour des projets renouvelables à grande échelle et se trouve à proximité de points d’injection du réseau gazier d’Enagás.

Cette combinaison ouvre la voie à une utilisation initiale de l’hydrogène par mélange avec du gaz naturel, une solution que l’entreprise qualifie de temporaire et réaliste. À moyen terme, ce site gagnerait en valeur si le développement du couloir H2Med se concrétisait, que l’entreprise considère comme un futur point d’injection permettant de relier la production d’Extremadure à la demande européenne.

José María Sánchez, chef de la division Combustion et Gazéification au CIEMAT, considère cette proposition comme « l’avant-garde de l’autarcie énergétique », tout en soulignant que sa viabilité exige une électrolyse dotée d’une grande tolérance à l’intermittence ainsi qu’un système de contrôle très précis entre la production d’énergie renouvelable et l’électrolyseur. Selon cet expert, il ne serait pas réaliste d’espérer un déploiement industriel à grande échelle avant 2030 ; cette année, affirme-t-il, doit plutôt être vue comme une étape pour valider des prototypes et des usines pilotes.

H2Pro et Hydrogen Europe affirment que le mélange peut servir de étape intermédiaire pour utiliser des infrastructures existantes et réduire rapidement les émissions, mais ils reconnaissent également qu’il ne s’agit pas de l’utilisation la plus efficace de l’hydrogène renouvelable. Le défi consistera à prouver que ce gaz peut être produit là où et quand il y a des ressources propres, à s’intégrer dans un système plus flexible et à empêcher que cette technologie ne reste qu’une promesse plutôt qu’une solution réelle.

L’Espagne aspire à se positionner comme laboratoire d’essai pour une électrolyse de troisième génération et, si la mise en œuvre suit, comme l’un des éléments clés du futur couloir H2Med, conçu pour transporter de l’hydrogène vert entre la péninsule Ibérique et le reste de l’Europe.