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The Hydrogen Stream: Hamburg to install 100 MW electrolyzer system
The Hamburg Green Hydrogen Hub has tapped Siemens Energy to provide and install six electrolyzers for a 100 MW system, with construction set to begin next year and commercial operation expected by 2027.

September 10, 2024 Sergio Matalucci

Siemens Energy has secured a deal with the Hamburg Green Hydrogen Hub (HGHH) project – a partnership between Luxcara and Hamburger Energiewerke – to supply and install six of its latest electrolyzer units for a 100 MW electrolysis system. Luxcara said that construction of the electrolyzer system will start next year, with commercial operations to begin in 2027. The HGHH is expected to produce about 10,000 tons of green hydrogen per year. Luxcara did not disclose the financial details of the contract.

Stockage d'hydrogène en cavités salines : Uniper lance un nouveau démonstrateur

28.08.2024 h2-mobile

Le groupe énergétique allemand Uniper a inauguré un site pilote de stockage d' hydrogène vert en cavité saline sur un site en Basse-Saxe, au nord de l'Allemagne. Une étape cruciale vers le développement de solutions de stockage à grande échelle.

Le site de Krummhörn est capable de contenir près de 500 000 mètres cubes standard d'hydrogène vert. Les équipements de surface nécessaires à l'injection sont déjà en place. Le démonstrateur sera mis en route après un test d'étanchéité au gaz, prévu pour le 24 septembre prochain. Une fois le projet approuvé, la prochaine étape sera le remplissage initial de gaz et l'exploitation de l'installation de démonstration avec différents cycles d'injection et de soutirage.

Au cours de l'année à venir, le projet se concentrera sur les tests des équipements et des matériaux pour assurer leur compatibilité avec l'hydrogène dans des conditions réelles. Des informations cruciales seront recueillies sur la qualité de l'hydrogène stocké, ainsi que sur les dynamiques thermiques et la mécanique des roches.

Un objectif de 600 GWh d'ici à 2030

Le site de Krummhörn complète le site voisin de Wilhelmshaven d'Uniper dans le cadre du projet "Green Wilhelmshaven".

« À l'avenir, le site de stockage de Krummhörn sera étendu pour offrir au marché une capacité de stockage de 250 GWh d'hydrogène dans un premier temps. Au total, Uniper Energy Storage prévoit de développer l'usage des cavités salines pour le stockage souterrain de l'hydrogène avec une capacité pouvant atteindre jusqu'à 600 GWh d'ici à 2030 » a commenté Doug Waters, directeur général d'Uniper Energy Storage.

Pour étendre ses capacités, le groupe explique que différents sites en Basse-Saxe et en Rhénanie-du-Nord-Westphalie sont « en cours d'examen ».

Hydrogène renouvelable : Air Liquide inaugure un nouveau site en Allemagne

27.08.2024 Michaël TORREGROSSA

Air Liquide a inauguré une nouvelle installation de production d'hydrogène renouvelable par électrolyse à Oberhausen, ville indépendante du district de Düsseldorf, dans le Land de Rhénanie-du-Nord-Westphalie. D'une capacité de 20 MW, le site vise à desservir plusieurs secteurs, dont l'industrie et la mobilité.

Issue du projet Trailblazer, la nouvelle usine d'Air Liquide a été en partie financé par le ministère fédéral de l’Économie et de la Protection du climat.

Basée sur la technologie de membrane échangeuse de protons (PEM), elle est dotée d'une capacité de production annuelle pouvant atteindre 2 900 tonnes d'hydrogène renouvelable, elle soutiendra la décarbonation de secteurs tels que l'acier, la chimie et la mobilité.

Engagé à fortement accélérer sa production d'hydrogène renouvelable d'ici 2030, Air Liquide mise énormément sur la technologie PEM. Le groupe produit déjà plus de 8 tonnes d’hydrogène renouvelable par jour grâce à cette technologie sur le site de Bécancour, au Canada. En France, Air Liquide est en train de construire un électrolyseur d’une capacité de 200 MW à Port-Jérôme, en Normandie. Celui-ci devrait entrer en service en 2026.

En partenariat avec Siemens Energy, Air Liquide a également inauguré fin 2023 une gigafactory dédiée à la fabrication de modules PEM. Située à Berlin, celle-ci a notamment fourni les modules du projet Trailblazer.

The Hydrogen Stream: RWE starts green hydrogen production in Germany
RWE has commissioned a 14 MW pilot electrolyzer plant in Lingen, Germany, while Thyssenkrupp nucera says market uncertainty has slowed growth momentum, despite a 12% increase in third-quarter order intake.

August 13, 2024 Sergio Matalucci


Image: RWE

RWE has commissioned a 14 MW pilot electrolyzer plant in Lingen, Germany, on the site of its Emsland gas-fired power plant. It generates up to 270 kilograms of green hydrogen per hour using renewable electricity. The German energy company claimed that the pilot plant, which features two different electrolysis technologies, will offer valuable insights for the development of future industrial-scale hydrogen facilities. The first electrolyzer, already under construction, includes a 10 MW alkaline electrolyzer from Sunfire. The second is a 4 MW PEM electrolyzer from ITM Power, designed by Linde. It said that under the GET H2 Nukleus project, it plans to commission a 100 MW electrolyzer at the site by 2025, with an expansion to 300 MW expected by 2027.

Hydrogène vert : Shell valide le projet Refhyne II

26.07.2024 11:00 Michaël TORREGROSSA

Shell a pris la décision finale d'investissement dans Refhyne II, un projet d'hydrogène vert de 100 MW destiné à alimenter l'une de ses raffineries en Allemagne. L’électrolyseur devrait commencer à fonctionner en 2027.

Ce projet, dont le coût est estimé à environ 149 millions d'euros (161,7 millions de dollars), devrait produire 44 tonnes d'hydrogène par jour à partir de 2027. Il est subventionné à hauteur de 32 millions d'euros par l'UE dans le cadre du programme Horizon 2020.

« Investir dans REFHYNE II est une démonstration visible de notre engagement envers l’économie de l’hydrogène, qui jouera un rôle important dans la décarbonisation des opérations et des produits clients de Shell », a déclaré Huibert Vigeveno, directeur des solutions énergétiques de Shell.

De l'hydrogène vert pour remplacer le gris

Refhyne II répondra aux exigences de la directive européenne sur les énergies renouvelables (RED), qui stipule que 42 % de l'hydrogène utilisé dans l'industrie doit être produit par électrolyse alimentée par des énergies renouvelables d'ici 2030. Initialement, cet hydrogène vert remplacera l'hydrogène gris utilisé à la raffinerie Shell Energy and Chemicals Park Rheinland pour le raffinage des carburants de transport. Shell prévoit également de fournir cet hydrogène à d'autres industriels de la région.

Refhyne II se veut la prolongation de Refhyne, un programme pilote qui a installé en 2021 un électrolyseur à membrane échangeuse de protons (PEM) de 10 MW, le plus grand de ce type en Europe à l'époque. ITM Power, qui avait déjà travaillé sur le pilote, fournira également les électrolyseurs PEM de 100 MW pour Refhyne II. Parmi les autres partenaires du projet figurent Linde, Sintef, Tecnalia, ETM et Concawe.

Ce projet est le second grand projet européen d'hydrogène vert sur lequel Shell a pris une décision d'investissement. Aux Pays-Bas, le groupe a entamé la construction d'un électrolyseur de 200 MW de capacité d'électrolyse pour l'usine Holland Hydrogen I à Rotterdam.

Hydrogène : l'Allemagne débloque une enveloppe de 4.6 milliards d'euros

15.07.2024 17:47 MICHAËL TORREGROSSA

Le gouvernement allemand a accordé une aide d’un montant total de 4.6 milliards d’euros à 23 projets couvrant toute la chaîne de valeur de l’hydrogène.

Ces subventions sont la suite logique de l’IPCEI Hy2Infra qui, centré sur la production, le stockage et les infrastructures, a été annoncé en février dernier par la Commission européenne. Il autorise ainsi les Etats à financer un certain nombre de projets au-delà des limites habituelles.

"En soutenant des projets hydrogène, nous franchissons une étape importante vers une économie durable et neutre pour le climat en Europe et au-delà" a souligné Robert Habeck, ministre fédéral de l'économie. Aux côté des représentants des différents lands, ce dernier a attribué ce lundi 15 juillet les avis de financement à 23 projets, donnant le coup d'envoi de leur mise en oeuvre.

Ces projets comprennent le déploiement de 1,4 GW de capacité de production d'hydrogène vert, 370 GWh de stockage et quelque 2000 km de pipelines pour le transport d’hydrogène.

A titre d’exemple, le projet Hamburg Green Hydrogen Hub (HGHH), développé par Hamburger Energiewerke (HEnW) et son partenaire Luxcara, ainsi que Gasnetz Hamburg, recevra plus de 250 millions d'euros du gouvernement fédéral et de la ville de Hambourg. Ce financement servira à la construction d'un électrolyseur de 100 MW sur le site de l'ancienne centrale à charbon de Moorburg et à la construction d’un premier réseau de transport d’hydrogène de 40 km.

Ce financement public est en partie est soutenue par le plan de relance et de résilience allemand avec un cofinancement des lands participants à hauteur de 30 %. En parallèle, les entreprises impliquées prévoient d’investir une enveloppe additionnelle de 3.3 milliards d’euros, portant l’investissement global à 7.9 milliards d’euros d’ici à 2030.

Le premier terminal flottant d’importation d’hydrogène au monde visé pour 2026 en Allemagne
Höegh LNG et Deutsche regas se sont associés pour développer à Lubmin le premier terminal flottant au monde permettant de transformer de l’ammoniac en hydrogène à l’échelle industrielle.


Le terminal devrait produire environ 30 000 tonnes par an d’hydrogène. | HÖEGH LNG

Carole LANZI. Publié le 03/07/2024 Le marin

Höegh LNG et Deutsche regas ont annoncé avoir signé fin juin un accord de principe pour développer ce qui sera selon eux le premier terminal flottant au monde d’importation d’hydrogène .


Les deux partenaires espèrent mettre en service début 2026 cette unité flottante, qui devrait être la première au monde permettant de transformer de l’ammoniac en hydrogène à l’échelle industrielle.

L’installation, destinée à produire environ 30 000 tonnes par an d’hydrogène vert, sera mise en place dans le port allemand de Lubmin, sur la Baltique. L’ammoniac vert y sera importé par bateau.

Décarbonation de FSRU

La technologie de craquage d’ammoniac qui sera employée a été développée par Höegh LNG. Son utilisation servira de pilote industriel pour la conversion et la décarbonation de FSRU (NDLR : unités flottantes de stockage et de regazéification) en Allemagne , ont déclaré les deux partenaires.

De son côté, Deutsche regas fournira les infrastructures nécessaires à terre et coordonnera l’ensemble du projet.

Allemagne : une loi pour accélérer la production d'hydrogène

30.05.2024 11:00 MICHAËL TORREGROSSA

Le gouvernement allemand a approuvé ce mercredi 29 mai un projet de loi visant à accélérer la construction des infrastructures nécessaires à la production d'hydrogène.

Baptisée Hydrogen Acceleration Act – littéralement "Loi d'Accélération de l'Hydrogène" – cette loi conférera aux projets d'infrastructures de production d’hydrogène un "statut d'intérêt public primordial". Incluant des modifications au droit de l'environnement et des marchés publics, elle permet aux autorités de donner la priorité aux projets hydrogène dans les différents processus d'approbation. Les procédures de permis seront notamment simplifiées et numérisées tandis que les recours juridiques contre les projets d'hydrogène ainsi que les évaluations d'impact environnemental seront raccourcis.

« Pour que les électrolyseurs ou les terminaux d'importation soient mis en service le plus rapidement possible, nous avons besoin de procédures de planification et d'approbation plus simples et surtout plus rapides. Avec la loi d’accélération de l’hydrogène, le cap est désormais fixé. La loi supprime les obstacles à l’approbation de projets d’infrastructures qui génèrent, stockent ou importent de l’hydrogène. Il s’agit d’une nouvelle étape sur la voie de l’économie de l’hydrogène » a déclaré Robert Habeck, Ministre fédéral de l'Économie et de la Protection du climat.

La loi profitera principalement aux sites de production d’hydrogène par électrolyse, à condition qu'ils puissent prouver qu'ils utiliseront au moins 80 % d'énergie renouvelable jusqu'à la fin de 2029.

Concernant l’eau, indispensable au fonctionnement des électrolyseurs, la loi prévoit de faciliter son accès dans les zones où il n’y a pas de risque de pénurie d’eau potable. Cela ne sera toutefois pas le cas dans les zones soumises à un « stress hydrique », ce qui impose aux porteurs de projets de bien choisir leur lieu d’implantation.

La loi, qui doit encore être adoptée par le Parlement, devrait entrer en vigueur fin 2024.

Ces piles à combustible sont fabriquées en un temps record

08.03.2024 JEAN-LUC PONCIN

Des chercheurs du Fraunhofer IPA et du Campus de la Forêt-Noire, en collaboration avec des partenaires industriels du projet « H2FastCell », ont construit un duo de robots capable d’automatiser l’assemblage des piles à hydrogène. Une avancée importante vers la baisse de leur coût, qui reste un frein important au développement de leur production en masse.
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Ces cavernes souterraines vont stocker d'immenses quantités d'hydrogène

17.02.2024 MICHAËL TORREGROSSA h2-mobile

Uniper Energy Storage a récemment présenté un nouveau projet visant à développer une solution de stockage d'hydrogène à grand volume dans le nord-ouest de l'Allemagne. Celle-ci sera aménagée dans des cavernes de sel.

Au-delà de la production et de la distribution, le stockage est l’un des grands enjeux de la filière hydrogène. Comme pour le gaz naturel, il est envisagé d’utiliser des cavités salines pour stocker plus facilement de grandes quantités d’hydrogène. Alors que Storengy expérimente déjà la solution en France avec le projet Hypster, Uniper Energy Storage, filiale du géant de l’énergie Uniper, vient d’officialiser un projet d’envergure en Allemagne.

L’entreprise envisage ainsi de stocker 250 à 600 GWh d’hydrogène, ce qui équivaut à un volume de 7 500 à 18 000 tonnes, dans des cavernes de sel situées dans le nord-ouest de l’Allemagne. Le projet ne devrait voir le jour qu’à horizon 2030 et Uniper explore actuellement plusieurs zones afin d’étudier les sites les plus pertinents et en particulièrement ceux situés à proximité immédiate du futur réseau hydrogène qui traversera l’Allemagne.

« Nous disposons au total de plus de 80 TWh de capacité de stockage souterrain de gaz naturel en Allemagne, en Autriche et au Royaume-Uni. Cela fait d'Uniper l'un des plus grands opérateurs de stockage en Europe. Dans le cadre de la montée en puissance de l'hydrogène, nous souhaitons réaffecter certaines de nos capacités de stockage et construire de nouvelles installations de stockage, ce qui nous permettra de stocker de l'énergie renouvelable sous forme d'hydrogène pour des industries difficiles à électrifier et potentiellement plus tard pour un stockage d'énergie de longue durée, permettant une meilleure gestion de l’intermittence des énergies renouvelables » a expliqué Doug Waters, directeur général d'Uniper Energy Storage.

Uniper Energy Storage a récemment présenté un nouveau projet visant à développer une solution de stockage d'hydrogène à grand volume dans le nord-ouest de l'Allemagne. Celle-ci sera aménagée dans des cavernes de sel.

Au-delà de la production et de la distribution, le stockage est l’un des grands enjeux de la filière hydrogène. Comme pour le gaz naturel, il est envisagé d’utiliser des cavités salines pour stocker plus facilement de grandes quantités d’hydrogène. Alors que Storengy expérimente déjà la solution en France avec le projet Hypster, Uniper Energy Storage, filiale du géant de l’énergie Uniper, vient d’officialiser un projet d’envergure en Allemagne.

L’entreprise envisage ainsi de stocker 250 à 600 GWh d’hydrogène, ce qui équivaut à un volume de 7 500 à 18 000 tonnes, dans des cavernes de sel situées dans le nord-ouest de l’Allemagne. Le projet ne devrait voir le jour qu’à horizon 2030 et Uniper explore actuellement plusieurs zones afin d’étudier les sites les plus pertinents et en particulièrement ceux situés à proximité immédiate du futur réseau hydrogène qui traversera l’Allemagne.

D’autres projets en cours

A Uniper est déjà engagé sur plusieurs projets liés au stockage de l'hydrogène. À Krummhörn, en Basse-Saxe, le projet pilote Hydrogen Pilot Cavern (HPC) devrait livrer ses premiers résultats d’ici à 2025, apportant des données précieuses sur des déploiements à plus grandes échelle. A terme, le site devrait offrir 250 GWh de stockage.

Plus scientifique, le projet de recherche HyStorage réunit plusieurs partenaires sous la forme d’un consortium afin d’étudier l’influence de l’hydrogène sur les formations rocheuses.

Uniper to develop hydrogen storage capacities by 2030

08/02/2024

- Uniper Energy Storage will develop salt caverns for the underground storage of hydrogen with a planned working capacity of 250 to 600 GWh by 2030
- Investigation of existing and new sites along the hydrogen core network in Lower Saxony and North Rhine-Westphalia
- Krummhörn storage site to be expanded in future
- Market consultation to be conducted in February and March 2024

Uniper Energy Storage intends to develop salt caverns for the large-volume storage of hydrogen in north-west Germany. The initially envisaged storage capacity will be 250 to 600 GWh, which should be available to the market before the end of 2030. To this end, existing sites and potential new sites along the planned hydrogen core network are currently being analyzed in detail.

"Investments in the development of hydrogen storage facilities require a regulatory and funding framework in order to achieve workable business models," says Uniper’s COO, Holger Kreetz. "By planning the development of hydrogen storage facilities in the order of up to 600 GWh by 2030, we as Uniper are making advanced investments. Whether and how the storage projects can be realized will depend largely on the framework conditions and economic viability. However, we have concrete proposals that ensure a balance between the necessary hedging of investment risks and a competitive market model on the one hand, and security of supply through storage on the other. The principles of contracts for difference should be applied to achieve the aims in a cost-efficient and effective manner.”
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Le Nantais Lhyfe débute la construction d’un électrolyseur de 10 MW en Allemagne
Le site disposera d’une capacité de production allant jusqu’à 1 150 tonnes d’hydrogène vert par an. Il sera alimenté par de l’électricité issue de parcs éoliens et photovoltaïques situés dans le pays, achetée dans le cadre de PPA conclus en direct avec des producteurs.

FÉVRIER 2, 2024 GWÉNAËLLE DEBOUTTE


Le futur site de production d'hydrogène vert de Brake sera alimenté par de l'électricité provenant de parcs solaires et éoliens.
Image : Lhyfe

L’entreprise nantaise Lhyfe a démarré le 1er février la construction d’une nouvelle usine de production d’hydrogène en Allemagne. Elle sera située dans la zone portuaire de Brake dans le nord du pays, sur un terrain appartenant à Niedersachsen Ports (NPorts), le plus grand opérateur portuaire public allemand. L’électrolyseur disposera d’une capacité installée de 10 MW, ce qui permettra de produire jusqu’à 1 150 tonnes d’hydrogène vert par an.

L’électricité sera issue de parcs éoliens et photovoltaïques situés dans le pays, dans le cadre de contrats d’achat d’électricité (PPA) conclus en direct avec des producteurs. Ces deux sources d’énergie sont en effet complémentaires et permettent d’augmenter le facteur de charge de l’électrolyseur. Une porte-parole de Lhyfe a confirmé à pv magazine France que l’un de ces premiers PPA solaires est celui qui a été signé fin janvier avec le producteur d’énergie EDPR. Dans ce cadre, Lhyfe achètera « la quasi-totalité » de l’électricité produite par une centrale solaire de 39 MWac (55 MWc) qui sera construite par la de EDPR, Kronos Solar. Localisé à Meuselwitz dans le nord-est, le parc photovoltaïque produira à partir de 2025 environ 58 GWh par an. « D’autres PPA suivront », a aussi indiqué la porte-parole.

Essaimage sur tout le territoire

L’hydrogène vert produit à Brake sera mis à la disposition d’un large panel d’acteurs régionaux de la mobilité et de l’industrie, à travers une distribution en conteneurs (bulk). Ce réseau de distribution sur de courtes distances depuis le port de Brake « permettra au secteur portuaire de délaisser de plus en plus les combustibles fossiles. Nous y voyons une contribution importante à la transition énergétique et à l’économie circulaire dans la région. Le port de Brake propose une offre complète, incluant de l’espace disponible et des connexions trimodales avec le rail, la route et les voies navigables », a assuré Holger Banik, directeur général de Niedersachsen Ports GmbH & Co. KG et de JadeWeserPort Realisierungs GmbH & Co. KG.

Outre le site de Brake, un autre investissement a été annoncé par Lhyfe en décembre à Lubmin, également dans le nord-est du pays. Prévu pour 2029, le projet disposera d’une capacité d’électrolyse de 800 MW, pour produire jusqu’à 330 tonnes d’hydrogène renouvelable par jour. L’électricité proviendra des parcs éoliens en mer existants et à construire, ainsi que d’une connexion au réseau à très haute tension exploitée par 50Hertz, le gestionnaire du réseau de transport qui exploite déjà une station de transformation à Lubmin. En parallèle, Lhyfe a célébré en octobre dernier la pose de la première pierre d’un électrolyseur, également de 10 MW, qui verra le jour dans le Bade-Wurtemberg, pour desservir les secteurs de la mobilité et de l’industrie dans le sud du pays.

Allemagne : un réseau national de distribution d'hydrogène de 9 700 km d'ici 2032

15.11.2023 10:00 JEAN-LUC PONCIN h2-mobile

Le gouvernement allemand, en partenariat avec FNB Gas (groupement des distributeurs allemands de gaz), vient d’annoncer sa volonté d’accélérer le développement de son futur réseau national de distribution d’hydrogène. Objectif : disposer de 9 700 km de tuyaux pour acheminer de l’hydrogène à travers tous le pays d’ici 2032. Une orientation en totale adéquation avec les annonces précédentes de Berlin quant à son futur mix énergétique.

Tant pour réduire ses émissions carbone que pour réduire drastiquement sa dépendance au gaz russe, l’Allemagne a fait le choix de l’hydrogène et multiplie les actions pour parvenir à tenir ses objectifs. Partenariats pour des importations en provenance de pays producteurs (l’Allemagne prévoit d’importer 70 % de la demande), accompagnement au développement des réseaux, gazoducs vers des voisins exportateurs ou soutien à la production d’hydrogène vert ; le gouvernement d’Olaf Scholz mène tambour battant la mise en place de son nouveau mantra énergétique.

Pour autant, le maillage national, lui, n’est pas bouclé. Et même si le futur réseau va s’appuyer sur les gazoducs existants pour 60 % de son tracé, il en reste une part importante à construire ex-nihilo. Comme l’a souligné le président de la FNB Gas, Thomas Goessmann, « Nous savons tous que nous n'avons pas de temps à perdre. Les premières livraisons d’hydrogène se feront dès 2025... Les pelleteuses doivent rouler l'année prochaine ».

Un investissement XXL

Prés de 20 milliards d’euros vont donc être mobilisés (essentiellement par des acteurs privés) pour tenir les délais et construire les 9 700 km de réseau nécessaires.

Pour faciliter la mise en œuvre d’un tel plan, le gouvernement allemand s’est engagé à soumettre prochainement au vote un projet de loi qui devrait lever l’une des principales difficultés pressenties ; le décalage entre le dimensionnement du réseau et la montée en puissance de la demande. Le réseau sera environ trois fois plus grand que la demande prévue en 2030, or son coût doit être couvert par la facturation de son utilisation. Le gouvernement devrait donc s’engager à en soutenir le financement dans les vingt prochaines années, pour compenser la faiblesse du nombre d’usagers.

Dans la Ruhr, l'industrie lourde compte sur l'hydrogène pour se désintoxiquer des énergies fossiles

AFP le 13 nov. 2023

Au cœur d'un complexe chimique de la Ruhr, en Allemagne, deux douzaines de modules d'électrolyse rutilants sont prêts à démarrer. Leur destination: produire de l'hydrogène vert pour l'industrie lourde qui tente de se désintoxiquer du charbon et de réduire sa dépendance au gaz fossile.

Les fines membranes empilées composant chaque module formeront le plus grand électrolyseur d'Europe, dont la mise en service à Oberhausen est prévue d'ici quelques jours pour décarboner des usines alentours.

Dans cet équipement, l'eau et l'électricité vont se rencontrer: sous l'effet du courant, les atomes de l'eau -hydrogène et oxygène- vont se séparer, permettant la production en quantité industrielle d'hydrogène dit "vert". A condition que l'électricité utilisée soit elle-même issue d'énergie non fossile, pratiquement pas de CO2 ne sera émis, à l'exact inverse des techniques actuelles de production d'hydrogène, dit "gris" car à base de méthane.

Ce qui tombe bien. Dans la Ruhr du charbon et de l'acier, dans l'ouest de l'Allemagne, la vieille industrie rhénane cherche à se décarboner pour survivre, après avoir largement contribué au réchauffement climatique depuis le début de l'ère industrielle.

L'hydrogène vert est l'un des outils privilégiés par le secteur de l'acier pour faire baisser son bilan carbone.

Le sidérurgiste allemand Thyssenkrupp, deuxième en Europe derrière ArcelorMittal, compte ainsi transformer ses quatre haut-fourneaux historiques de Duisbourg. L'hydrogène lui servira à désoxyder le minerai de fer nécessaire pour fabriquer l'acier, remplaçant le charbon qui joue ce rôle depuis un siècle et demi.

« Révolution industrielle »

Le long du Rhin, ce premier site de production d'acier vert, dit "en réduction directe", est censé démarrer fin 2026. La décision finale d'investissement a été prise "en septembre", explique Marie Jaroni, directrice décarbonation du sidérurgiste.

Thyssenkrupp, qui admet être responsable à lui seul "de 2,5% des émissions de CO2 de l'Allemagne", a décroché une subvention européenne de 2 milliards d'euros sur les 3 milliards d'investissements dans cette première unité. La puissance et le nombre d'électrolyseurs dont il aura besoin n'est pas encore rendu public.

"C'est un changement total de méthode de production de l'acier", souligne Mme Jaroni.

Tous ces changements de procédés équivalent à une "révolution industrielle", acquiesce le ministre français de l'Industrie Roland Lescure. Celui-ci était la semaine dernière à Berlin pour baptiser une société franco-allemande dans l'électrolyse formée par Siemens Energy et Air Liquide.

La nouvelle gigafactory de Siemens Energy fabriquera des modules d'électrolyse, qu'Air Liquide utilisera pour composer des électrolyseurs. Prochain client: la raffinerie TotalEnergies de Normandie.

Pour le chancelier allemand Olaf Scholz, présent à l'inauguration de la factory, cette évolution est un "conte de fées industriel". En effet, 12 électrolyseurs ont le même bénéfice climatique que 25 millions d'arbres, a-t-il calculé.

"Nous avons une industrie basée sur l'énergie et les ressources, mais beaucoup basée sur le charbon", admet Samir Khayat, directeur général de l'agence chargée d'organiser la décarbonation du land de Rhénanie du Nord-Westphalie, où se trouve la Ruhr. Basée sur le gaz aussi, 30% de la chimie allemande, grosse consommatrice, est installée dans cet Etat industriel responsable de 6% des émissions de gaz à effet de serre du pays.

« Course contre la montre »

Mais la transition est "une course contre la montre", reconnaît-il. "Nous n'avons pas beaucoup de temps. Si nous ne le faisons pas, nous sommes perdus", ajoute ce responsable.

Reste à trouver les financements gigantesques pour acheter les électrolyseurs et augmenter la production électrique décarbonée nécessaire à leur fonctionnement.

Cette situation est d'autant plus sensible qu'avec la flambée des prix de l'énergie en Europe depuis le début de la guerre en Ukraine, certains industriels comme le chimiste allemand BASF, ont renoncé à des investissements en Allemagne pour produire aux Etats-Unis ou en Chine, où l'énergie est moins chère.

"La disponibilité de l'électricité va devenir un facteur clé", relève M. Khayat. Pour sa première usine avec électrolyseur, ThyssenKrupp assure avoir déjà bouclé des accords d'approvisionnement en électricité. "Mais il y en a trois autres derrière", s'inquiète Mme Jaroni.

Au total, le sidérurgiste aura besoin de 140.000 tonnes d'hydrogène par an pour chaque système de réduction directe du fer installé, soit plus de 500.000 tonnes au final. Des proportions démesurées. A titre de comparaison, l'électrolyseur d'Oberhausen, le plus grand d'Europe pour l'instant, sera seulement capable de produire entre 3.000 et 6.000 tonnes par an.

"Ce qui compte, c'est de tester la technologie, de fournir les clients rapidement, de recueillir les données d'exploitation afin d'augmenter en capacité rapidement", répond Gille Le Van, vice-président pour les industries lourdes et la transition énergétique d'Air Liquide en Europe centrale.

Pour Anne-Laure de Chammard, une Française qui dirige la branche hydrogène de Siemens Energy, "les trois prochaines années vont être déterminantes" pour voir si le marché de l'hydrogène décolle.

Hydrogène: Siemens Energy et Air Liquide inaugurent une usine en commun à Berlin

AFP le 08 nov. 2023

Le groupe allemand Siemens Energy et le français Air Liquide inaugurent ensemble mercredi à Berlin une usine de taille modeste mais au potentiel révolutionnaire pour la décarbonation de l'industrie lourde: elle fabriquera à partir de mercredi des modules d'électrolyseurs, pièces clés pour produire de l'hydrogène bas carbone.

Elle produira à partir de mercredi des modules (stacks) qui permettent d'envoyer un courant électrique dans de l'eau, séparant ainsi au travers d'une membrane, les molécules d'hydrogène et d'oxygène contenues dans H2O, la formule chimique de l'eau, a indiqué Air Liquide, spécialiste des gaz industriels.

L'investissement total, portant sur quelque 30 millions d'euros, devrait être financé à hauteur de 75% par Siemens Energy et 25% par son partenaire français dans la société commune franco-allemande.

Sortes d'armoires cubiques très compactes, ces modules peuvent être montés en série pour former un électrolyseur industriel capable de produire les gros volumes d'hydrogène nécessaires à la décarbonation de la sidérurgie, de la chimie, des raffineries de pétrole ou des cimentiers.

L'usine, située dans un site historique de Siemens à Berlin existant depuis 1904, couvre à peine 2.000 mètres carrés et est entièrement automatisée et robotisée. Elle a une capacité de production de 1 gigawatt par an qui pourra atteindre 3 GW d'ici à 2025.

Elle représente un tournant pour la production industrielle d'hydrogène dans le monde, qui repose jusqu'à présent à plus de 95% sur la transformation du gaz méthane, par des procédés puissamment émetteurs de CO2 dans l'atmosphère, ce qui produit un hydrogène dit "gris".

A condition que l'électricité utilisée dans le processus d'électrolyse soit issue d'énergie éolienne, solaire ou hydraulique, l'hydrogène qui en découle sera vert et bas carbone.

Siemens Energy et Air Liquide ont déjà ainsi créé un électrolyseur industriel à Oberhausen dans la région de la Ruhr sur un site chimique appartenant au groupe OQ.

Comptant 24 modules d'une capacité installée de 20 MW d'électrolyse, il doit être mis en service "avant la fin de l'année" pour desservir tout un bassin industriel alentour, a indiqué Gilles Le Van, vice-président Industrie lourde et transition énergétique pour l'Europe centrale du groupe Air Liquide, lors d'une visite de presse sur le site.

Air Liquide a un autre projet avancé du même type en Normandie à Port-Jérome, en lien avec TotalEnergies.