Production d'hydrogène

La production d'hydrogène, ou plus exactement de dihydrogène, s'obtient le plus souvent par un procédé d'extraction chimique d'hydrocarbures fossiles, principalement du méthane, du charbon et de coupes pétrolières. L'électrolyse de l'eau est un tout autre procédé également industrialisé, à moindre échelle.

Le dihydrogène est un vecteur énergétique majeur dans beaucoup de bactéries : il y est un sous-produit de la fermentation et de la fixation de l'azote. De façon artificielle, il peut être produit par réduction chimique, ou encore par la chaleur (thermolyse) ; ces autres méthodes sont moins propices à la production industrielle, voire encore expérimentales. La découverte et le développement de méthodes moins coûteuses de production d'hydrogène en masse permettraient d'accélérer la mise en place d'une « économie hydrogène ».

Histoire

L’histoire de la production d'hydrogène débute avec les expériences de Cavendish en 1766.

L'alchimiste Paracelse, au XVIe siècle, entrevoit le gaz ; un siècle plus tard, Robert Boyle parvient à le recueillir, mais ne le distingue pas de l’air ordinaire. En 1603, Théodore de Mayerne l’enflamme et John Mayow, vers la fin du XVIIe siècle, le distingue de l’air. Enfin, au commencement du XVIIIe siècle, Nicolas Lémery en constate aussi l’inflammabilité[1].

Ce n’est qu’en 1766 que le gaz est étudié par Cavendish. En 1783, Antoine Lavoisier découvre que l’« air inflammable » de Cavendish, qu’il baptise hydrogène (du grec « formeur d’eau »), réagit avec l’oxygène pour former de l’eau.

La découverte de l’« air inflammable », comme on l’appelait alors, est donc ancienne. Théodore de Mayerne et Paracelse l’obtenaient par réaction entre l’« huile de vitriol » (de l’acide sulfurique) diluée et versée sur du fer ou du zinc[2][réf. incomplète]. En 1870, le gaz produit pour les besoins des ballons à gaz n’utilise pas d’autre moyen[3]. Au XXIe siècle, le gros du dihydrogène requis est produit à partir du méthane présent dans le gaz naturel, par catalyse hétérogène[4].

Procédés

Production mondiale de dihydrogène[5]

La production mondiale de dihydrogène représente 50 Mt en 2015, dont 49 % provient du vaporeformage du méthane, 29 % de l'oxydation partielle du pétrole, 18 % de la gazéification du charbon et 4 % de l'électrolyse de l'eau[5]. D'autres procédés sont largement minoritaires ou à l'état d'expérimentations, qui peuvent s'avérer prometteurs selon l'évolution relative des coûts des matières premières. Les procédés principaux consistent essentiellement à dissocier des hydrocarbures par une température élevée et l'adjonction de vapeur d'eau ou de dioxygène, éventuellement en présence d'un catalyseur ; les réactions ainsi entretenues donnent H2 et CO2, l'hydrogène provenant à la fois de l'eau et de l'hydrocarbure. Les émissions de CO2 de ces procédés atteignent en 2020 830 millions de tonnes par an, soit environ 2 % des émissions mondiales et quasiment autant que le secteur aérien ou que le transport maritime[6].

Le dihydrogène ainsi produit est dans sa grande majorité consommé localement[7]. Il entre en jeu dans la synthèse d'ammoniac comme engrais par le procédé Haber-Bosch (44 % de la consommation) et pour la conversion du pétrole lourd en fractions plus légères, par hydrocraquage (46 %)[5].

Par vaporeformage d'hydrocarbures

Le dihydrogène peut être produit par vaporeformage du gaz naturel, ou moins souvent du GPL ou du naphta], selon leur prix et leur disponibilité[7]. Le rendement énergétique de conversion atteint 72-82 % (sur pouvoir calorifique inférieur) selon le procédé mis en œuvre[8]. Le vaporeformage du méthane fournit, en 2015, 49 % du dihydrogène produit dans le monde[5], qualifié d'hydrogène gris[9].

La méthode de conversion des hydrocarbures cause des rejets de gaz à effet de serre. Étant donné que la production est concentrée dans un seul établissement, il est possible de séparer les gaz et de les séquestrer (l'hydrogène est alors qualifié d'hydrogène bleu[9]), par exemple pour les injecter dans une couche de pétrole ou de gaz naturel, mais les coûts de tels procédés et l'incertitude sur les risques de relargage du CO2 font qu'il ne sont que rarement mis en œuvre, dans les années 2010. Par exemple, un projet d'injection de dioxyde de carbone dans le gisement de gaz de Sleipner (en) a été lancé par la compagnie norvégienne StatoilHydro.

Réduction de la vapeur d'eau

La première étape est la réaction de vaporeformage proprement dit[10].

À haute température (840 à 920 °C, obtenue par combustion d'un quart du méthane[11]) et à pression modérée (20−30 bar), de la vapeur d'eau (H2O) réagit avec le méthane (CH4) sur un catalyseur au nickel (Ni) pour obtenir un mélange de monoxyde de carbone (CO) et de dihydrogène (H2), mélange connu sous le nom de « gaz de synthèse »[10].

CH4 + H2O → CO + 3 H2

Cette réaction endothermique absorbe 191,7 kJ/mol d'énergie.

La chaleur nécessaire au processus est généralement fournie par combustion d'une partie du méthane.

Conversion du monoxyde de carbone
Centrale à cycle combiné à gazéification intégrée de charbon, à Tampa (États-Unis).

Du dihydrogène supplémentaire peut être récupéré par ajout d'eau, par le biais de la réduction de l'eau, dans la réaction du gaz à l'eau réalisée à environ 130 °C :

CO + H2O → CO2 + H2

Cette oxydation est exothermique, qui libère 40,4 kJ/mol pour entretenir la réaction en cours.

Essentiellement, l'atome d'oxygène (O) est extrait de l'eau (vapeur) ajoutée pour oxyder le CO en CO2.

Bilan

Le bilan des deux réactions est alors une réaction endothermique :

CH4 + 2H2O → CO2 + 4H2

Le gaz de synthèse obtenu contient 16 à 25 % de CO2 en volume.

Par oxydation partielle

L'oxydation partielle peut s'effectuer sur du gaz naturel, des fractions plus lourdes du pétrole, du charbon ou de la biomasse, les charges solides étant alors gazéifiées. Le rendement énergétique de conversion atteint typiquement 53-67 % (sur pouvoir calorifique inférieur) selon le procédé mis en œuvre[8]. Quelle que soit la charge, ce procédé implique alors un surcoût par rapport au vaporeformage du méthane[12]. Il est donc employé essentiellement dans quelques cas :

  • pour fournir des gaz de synthèse avec un ratio H2/O particulier utile à la pétrochimie ;
  • lorsque les hydrocarbures légers sont indisponibles ;
  • pour détruire des résidus d'hydrocarbures lourds peu valorisables.

Le principe du procédé est similaire à celui du vaporeformage du méthane pour former également du gaz de synthèse, à ceci près que l'oxydation de l'hydrocarbure choisi est effectuée par du dioxygène au lieu d'eau, que la réaction bilan est exothermique, et qu'on n'a (généralement) pas recours à un catalyseur. Au lieu de celui-ci, les conditions sont plus contraignantes, la température (900 à 1 500 °C) et la pression (20−60 bar étant plus élevées[13].

Par électrolyse de l'eau
Électrolyseur, vu de face, avec panneau électrique en arrière-plan.

L'électrolyse de l'eau est un procédé électrolytique qui décompose l'eau en dioxygène et dihydrogène grâce à un courant électrique. Environ 4 % du dihydrogène gazeux produit dans le monde est produit par électrolyse[5].

Le rendement énergétique de l'électrolyse de l'eau atteint 40 %, sur pouvoir calorifique inférieur (PCI), ou 80 % sur pouvoir calorifique supérieur (PCS), c'est-à-dire si toute la chaleur latente de la vapeur produite est valorisée en sus de l'hydrogène[5],[14]. Ces valeurs se réfèrent seulement au rendement de la conversion de l'énergie électrique en énergie chimique de l'hydrogène ; l'énergie perdue lors de la génération de l'électricité n'est pas comptabilisée.

Une électrolyse alimentée en électricité décarbonée, d'origine renouvelable (hydroélectricité, éolien, solaire photovoltaïque) ou nucléaire, permettrait de réduire la pollution émise[Combien ?], par rapport au vaporeformage ou à l'électrolyse alimentée en électricité carbonée. Selon la source d'énergie utilisée, l'hydrogène est qualifié d'hydrogène vert dans le cas d'énergie renouvelable, ou d'hydrogène jaune dans le cas d'un apport par le nucléaire[9].

Le Département de l'Énergie des États-Unis a sélectionné en 2019, dans le cadre de son programme de développement de réacteurs nucléaires avancés (Nuclear Energy’s Advanced Reactor Development Project), quatre projets de démonstration de la production d'hydrogène par des centrales nucléaires : un en (Exelon) et trois en septembre : FirstEnergy Solutions (FES) dans sa centrale nucléaire de Davis-Besse dans l'Ohio, Xcel Energy dans l'une de ses deux centrales du Minnesota et Arizona Public Service (APS) dans sa centrale nucléaire de Palo Verde. Ces projets recevront des subventions et un appui de plusieurs laboratoires de recherche publics. Ils visent en particulier à absorber la variabilité de production des énergies renouvelables[15].

Produire de l'hydrogène par une voie chimique directe ou thermochimique reste plus efficace que par électrolyse[réf. nécessaire], mais la filière chimique est associée à des risques de pollution ou de génération de sous-produits toxiques lors de l'extraction de l'hydrogène.

Des procédés alternatifs électrolytiques, encore marginaux, sont présentés ci-dessous.

Fractionnement photoélectrochimique de l'eau

Utiliser l'électricité produite par des systèmes photovoltaïques est la façon la plus « propre » de produire de l'hydrogène. L'eau est séparée en dihydrogène et dioxygène par électrolyse dans une cellule photoélectrochimique (PEC), un procédé également nommé « photosynthèse artificielle ». Les recherches menées par l'industrie photovoltaïque concernent l'élaboration de cellules multijonctions plus efficaces et à durée de vie plus longue.

Électrolyse à haute température

Quand l'énergie est disponible sous forme de très haute température (centrale nucléaire ou moindrement concentration solaire thermique), la meilleure voie de production du dihydrogène pourrait être l'électrolyse à haute température (HTE). Contrairement à l'électrolyse à basse température, la HTE convertit davantage de chaleur initiale en énergie chimique (le dihydrogène), ce qui permet d'augmenter l'efficacité de conversion d'environ 50 %[réf. nécessaire]. L'électrolyse à haute température est ainsi théoriquement plus efficace que le procédé à température ambiante (jusqu'à 92 % sur pouvoir calorifique supérieur (PCS)[16]), puisqu'une partie de l'énergie nécessaire à la réaction est apportée via la chaleur, moins chère à obtenir que l'électricité, et que les réactions d'électrolyse ont un meilleur rendement à haute température.

L'HTE a été démontrée en laboratoire, mais pas encore à échelle industrielle. Des prototypes de réacteurs nucléaires dits « de quatrième génération » fonctionnent de 850 à 1 000 °C, température considérablement plus élevée que celle des réacteurs nucléaires actuels[réf. nécessaire]. General Atomics prédit que le dihydrogène produit dans un réacteur nucléaire à très haute température coûterait 1,53 $/kg[réf. nécessaire]. En 2003, le vaporeformage produisait du dihydrogène à 1,40 $/kg. En 2005, avec l'envolée du prix du pétrole, le prix du dihydrogène était de 2,70 $/kg. Par conséquent, pour les seuls États-Unis, une économie de dizaines de milliards de dollars par an est possible sur le dihydrogène produit par le nucléaire.

Une telle production centralisée viserait un approvisionnement en hydrogène compétitif face au procédé de vaporeformage.

Par fermentation

La production de dihydrogène par fermentation est la conversion de substrat organique en « biohydrogène » par divers groupes de bactéries utilisant plusieurs systèmes d'enzyme, impliquant trois étapes semblables à la digestion anaérobie. On distingue et oppose :

Un prototype de bioréacteur à hydrogène utilisant des déchets comme matière première est opérationnel à l'usine de jus de raisin Welch, dans le nord-est de la Pennsylvanie[réf. nécessaire].

Photoproduction

Dans certains organismes comme les algues ou les cyanobactéries, et dans certaines conditions de croissance, une partie des électrons issus de la production photosynthétique d'oxygène peut être utilisée pour la production d'hydrogène. Il ne s'agit pas d'un métabolisme naturel, et il n'est que transitoire parce que les enzymes hydrogénases qui catalysent la production de dihydrogène sont inhibées par l'oxygène. Ce phénomène a été expliqué dans les années 1990 et fait depuis l'objet de développements[18], ce qui ouvrirait la voie à l'exploitation.

Par la nitrogénase

Le dihydrogène est un sous-produit de la réaction de réduction bactérienne de l'azote en ammonium catalysée par la nitrogénase[19].

Production chimique

La production chimique de dihydrogène exploite une réaction de corrosion en solution aqueuse.

Des différents métaux envisagés, l'aluminium et ses alliages sont parmi les plus appropriés pour le développement à venir[20]. L'aluminium peut être stocké et transporté d'une manière simple, plus sûre et moins chère que le dihydrogène. Il est stable dans les conditions habituelles et beaucoup moins cher que le borohydrure de sodium (NaBH4) (3 $/kg)[21].

Les réactions de l'aluminium avec les solutions aqueuses d'hydroxyde de sodium sont les suivantes[22] :

2Al + 6H2O + 2NaOH → 2NaAl(OH)4 + 3H2 (1) ;
NaAl(OH)4 → NaOH + Al(OH)3 (2) ;
2Al + 6H2O → 2Al(OH)3 + 3H2 (3).

Initialement, la réaction de la génération du dihydrogène (1) consomme de l'hydroxyde de sodium, mais lorsque la concentration d'aluminate de sodium est supérieure à la limite de saturation, l'aluminate subit une réaction de décomposition (2) qui produit un précipité cristallin, de l'hydroxyde d'aluminium, avec la régénération de l'alcali. La réaction (2) a été étudiée en profondeur au sujet de la pile à aluminium. La réaction totale (1 et 2) de l'aluminium dans une solution aqueuse, qui génère du dihydrogène, est décrite par la réaction (3). Il a été démontré que ce processus est en mesure de produire du dihydrogène à partir de l'aluminium avec régénération des ions hydroxyde[23]. Un obstacle majeur à la production de dihydrogène par cette voie vient du fait que la surface de l'aluminium peut être facilement passivée[24], mais la passivation peut être minimisée en optimisant plusieurs paramètres expérimentaux tels que la température, la concentration de l'alcali, la forme de la matière première (l'aluminium) et la composition de la solution.

Les systèmes de production de dihydrogène reposant sur la corrosion de l'aluminium n'ont pas besoin d'un apport de chaleur externe, puisque la corrosion de l'aluminium est une réaction exothermique. Celle-ci peut être obtenue dans des états de température et de pression douces, offrant une source de dihydrogène stable et compacte. Cette réduction chimique est particulièrement adaptée pour les applications à distance, mobiles, ou marines. Un kilogramme d'aluminium produit environ 4 kWh d'énergie sous forme de dihydrogène[25] et, pour un objectif de génération de dihydrogène de 100 % d'efficacité, il est possible de parvenir à une capacité gravimétrique d'hydrogène de 11,2 %m H2, qui est une valeur significative à l'accomplissement des objectifs de recherche du département de l'Énergie des États-Unis[26]. Cette capacité gravimétrique d'hydrogène peut être augmentée en utilisant une combinaison d'aluminium et de tétrahydruroborate de sodium (NaBH4)[27].

Production thermochimique

Certains procédés thermochimiques peuvent produire du dihydrogène et du dioxygène à partir d'eau et de chaleur sans utiliser d'électricité. Étant donné que le seul apport énergétique pour de tels processus est la chaleur, ils peuvent être plus efficaces que l'électrolyse à haute température. Ceci parce que l'efficacité de la production d'électricité est intrinsèquement limitée. La production thermochimique de dihydrogène utilisant l'énergie chimique du charbon (hydrogène noir ou brun[9]) ou du gaz naturel n'est généralement pas considérée, parce que la voie chimique directe est plus efficace.

Des centaines de cycles thermochimiques ont été présélectionnés. Certains des plus prometteurs comprennent :

Il existe aussi des variantes « hybrides », qui sont des cycles thermochimiques avec une étape électrochimique :

  • cycle hybride soufre ;
  • cycle cuivre-chlore (Cu-Cl).

Pour tous les procédés thermochimiques, la réaction résumée est celle de la décomposition de l'eau :

.

Tous les autres produits chimiques utilisés sont recyclés.

Aucun des processus thermochimiques de production d'hydrogène n'a été appliqué à un niveau de production, bien que plusieurs aient été démontrés en laboratoire.

À partir des sables bitumineux

En , la société canadienne Proton Technologies expose un nouveau procédé d'extraction de l'hydrogène des sables bitumineux du Canada[28]. Il repose sur l'injection d'oxygène dans des sables bitumineux, qui élève la température et libère de l’hydrogène. Celui-ci peut ensuite être séparé des autres gaz via des filtres idoines, ce qui ne laisse remonter en surface que l'hydrogène pur. Cette technologie permettrait d'extraire l'hydrogène d'une manière beaucoup plus propre que tous les procédés connus jusqu'alors, et pour un coût moindre[29].

Autres méthodes

Références
  1. Carilian-Goeury et Dalmont, Leçons de chimie élémentaire appliquées aux arts industriels et faites aux Ouvriers du XIIe arrondissement : à l’usage des élèves de troisième scientifique et de mathématiques spéciales, des aspirants aux grades des facultés et aux écoles du gouvernement, vol. 1, 1855 (lire en ligne).
  2. Buck, p. 265.
  3. James Glaisher, Wilfrid de Fonvielle, Camille Flammarion et Gaston Tissandier, Voyages Aériens, 1870 (lire en ligne).
  4. (en) « Ammonia Process Overview », Nexant, (consulté le ).
  5. « Hydrogène énergie », sur Connaissance des Énergies, (consulté le ) (mis à jour le ).
  6. Jérôme Marin, « Lhyfe va produire de l'hydrogène vert avec des éoliennes », La Tribune, .
  7. AFHYPAC 2014, p. 1.
  8. AFHYPAC 2014, p. 5.
  9. « Les couleurs de l'hydrogène français au coeur d'un débat avec l'Allemagne », sur usinenouvelle.com.
  10. AFHYPAC 2014, p. 2.
  11. Bellona 2002, p. 18.
  12. AFHYPAC 2014, p. 6-8.
  13. AFHYPAC 2014, p. 6.
  14. AFHYPAC 2014, p. 2.
  15. (en) « Three More Nuclear Plant Owners Will Demonstrate Hydrogen Production », Powermag, 11 septembre 2019.
  16. Bellona 2002, p. 20.
  17. (en) YongZhen Tao, Yang Chen, YongQiang Wu, YanLing He et ZhiHua Zhou, « High hydrogen yield from a two-step process of dark-and photo-fermentation of sucrose », International Journal of Hydrogen Energy, Oxford, Elsevier, vol. 32, no 2,‎ , p. 200-206 (ISSN 0360-3199, résumé).
  18. (en) Christopher Williams, « Pond life: the future of energy : Hydrogen-producing algae breakthrough », sur The Register, (consulté le ).
  19. Brian M. Hoffman, Dmitriy Lukoyanov, Zhi-Yong Yang et Dennis R. Dean, « Mechanism of nitrogen fixation by nitrogenase: the next stage », Chemical Reviews, vol. 114, no 8,‎ , p. 4041–4062 (ISSN 1520-6890, PMID 24467365, PMCID 4012840, DOI 10.1021/cr400641x, lire en ligne, consulté le ).
  20. (en) H.Z. Wang, D.Y.C. Leung, M.K.H. Leung et M. Ni, « A review on hydrogen production using aluminum and aluminum alloys », Renewable and Sustainable Energy Reviews, Elsevier, vol. 13, no 4,‎ , p. 845-853 (DOI 10.1016/j.rser.2008.02.009, résumé).
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  27. (en) Lluís Soler, Jorge Macanás, Maria Muñoz et Juan Casado, « Synergistic hydrogen generation from aluminum, aluminum alloys and sodium borohydride in aqueous solutions », International Journal of Hydrogen Energy, Elsevier, vol. 32, no 18,‎ , p. 4702–4710 (ISSN 0360-3199, DOI 10.1016/j.ijhydene.2007.06.019, résumé).
  28. (en) Ian Gates et al., « Clean Hydrogen Production (Only!) from Heavy Oil Reservoir », Goldschmidt Abstract, Barcelone,‎ (lire en ligne, consulté le ).
  29. « Une nouvelle méthode non-polluante permet d’extraire de l’hydrogène à partir de pétrole et de bitume », Trust My Science, 22 août 2019, citant (en) I. Gates, J. Wang, G. Strem et S. Afshordi, « Clean Hydrogen Production (Only!) from Heavy Oil Reservoir », Goldschmidt Abstracts, Barcelone,‎ 18-23 août 2019, p. 1098 (lire en ligne, consulté le ).
  30. AFHYPAC 2014.
  31. Bellona 2002, p. 19.

Voir aussi

Articles connexes

Liens externes

Bibliographie
  • Jean-Pierre Jonchère, chap. 3.1.1 « Production d’hydrogène à partir des procédés de reformage et d’oxydation partielle », dans Mémento de l’hydrogène, Association française pour l'hydrogène et les piles à combustible (Afhypac), (lire en ligne [PDF]). 
  • Thierry Alleau, chap. 3.2.1 « Production d’hydrogène par électrolyse de l’eau », dans Mémento de l’hydrogène, Association française pour l'hydrogène et les piles à combustible (AFHYPAC), (lire en ligne [PDF]). 
  • (en) Bjørnar Kruse, Sondre Grinna et Cato Buch, Hydrogen : Status og muligheter (rapport no 6), Bellona, , 53 p. (lire en ligne [PDF]). 
  • Jeremy Rifkin, L'économie hydrogène : après la fin du pétrole, la nouvelle révolution économique, La Découverte, 2002.
  • CGEDD, CGE, Filière hydrogène-énergie (rapport no 010177-01), (rendu public le ), 161 p. [PDF] ; résumé.
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