Synthèse et analyse des résultats

Le tableau ci-après présente les bilans énergétiques et économiques pour les 4 cas étudiés. A titre de comparaison, le cas de référence (gazéification de charbon en lit dense à la vapeur, conversion déplacée du CO et récupération du dihydrogène) est présenté en parallèle.

Tableau 41. Synthèse des principaux résultats

Cas référence Cas 1 Cas 2 Cas 3 Cas 4

Type de gazéifieur Lit fixe Lit fluidisé

dense Lit fluidisé dense Lit fluidisé dense Lit fluidisé dense

Carburant Charbon Bois CSR Bois Bois

Comburant Vapeur Air Air Air enrichi Air

Puissance du gazéifieur MW PCI entrant 10 10 10 10 10

PCI du carburant kJ/kg 26200 18100 19950 18100 18100

Débit de carburant kg/h 1374 1989 1804 1989 1989

Taux d’H2 dans le syngas %vol 28,8 9,8 7,8 24,2 9,8

Débit de syngas Nm3/h 3160,3 4574,6 4150,4 3430,9 4574,6

Débit d’H2 dans le syngaz kg/h 81,26 39,99 28,83 74,01 39,99

Débit de H2 produit par reformage kg/h 0,00 44,79 37,33 0,00 44,79

Débit de H2 produit par shift kg/h 111,19 63,31 41,85 84,05 63,31

Débit H2 récupéré PSA kg/h 192,46 148,08 108,01 158,06 148,08

Consommation d'eau des process kg/h 2 988 723 481 896 723

Rendement H2 massique 44% 65% 58% 64% 55%

Rendement énergétique PCI 65% 50% 36% 53% 50%

Rendement énergétique global 45,6% 45,2% 34,0% 47,2% 44,9%

Coûts d’investissement €HT 13 355 000 18 290 000 19 060 000 18 740 000 19 240 000

Coûts d’exploitation €HT 20 800 000 6 600 000 4 710 000 7 790 000 6 700 000

Dont recettes déchets €HT - 360 000

Coût de l’hydrogène sorti PSA €HT/kg 13,51 € 5,57 € 5,45 € 6,16 € 5,66 €

A noter qu’il a été considéré dans chacun des cas qu’il n’y avait pas de coût d’approvisionnement en combustible, y compris dans le cas du charbon.

4.1.5.2 Coûts estimés des systèmes de production actuels - prix de vente

Les trois tableaux suivants présentent les coûts de production et d’achat de dihydrogène trouvés dans la littérature. Des fournisseurs ont été contactés mais n’ont pas souhaité répondre.

Tableau 42. Coûts de production de dihydrogène selon la filière (données 2008 – 2010) [7] [20] [109] Coût de production (€HT/kg)

Reformage de méthane €/kg 1,6

Oxydation partielle €/kg 1,7

Electrolyse alcaline €/kg 3,0

Cycle thermochimique I-S €/kg 5,3

Les coûts de production/vente du dihydrogène coproduit n’ont pas été identifiés mais il est possible d’imaginer que les coûts sont faibles. Dans une première approche nous considérons que le coût est au moins 50 % inférieur à celui d’une production par vaporeformage.

Tableau 43. Coûts d’achat selon le type d’approvisionnement, base 2010-2011 [6]

Prix d’achat (€HT/kg)

Prix moyen en France €/kg 1,3

Livraison par pipeline €/kg 0,9-1,2

Livraison par trailer €/kg 5,3-21,9

Livraison par bouteilles €/kg 11-55

Bouteille haute pureté €/kg 54

Ce tableau montre que le coût à l’achat est fortement dépendant du mode d’approvisionnement.

Il n’est pas fait ici état des distances moyennes d’approvisionnement. L’étude de marché réalisée par Delphis pour le producteur alternatif d’hydrogène N-GHy en 2009 indique des coûts de transport pouvant dépasser 50 % du prix de l’hydrogène (cf. figure ci-dessous). Les sources de cette étude n’ont pas été précisées donc les chiffres doivent être pris avec prudence mais permettent d’avoir une idée de l’impact de la distance sur le coût de l’hydrogène.

Figure 29. Impact du coût de transport sur le coût global de l’hydrogène en fonction de la distance

L’impact de la pureté de l’hydrogène sur son prix n’a pas non plus été clairement identifié, même si les données Alphéa [6] montrent que, pour les bouteilles, les prix les plus hauts semblent correspondre aux hautes puretés. Enfin, le rapport Alphéa fait également état de fortes disparités territoriales (en France) pour un même besoin (pureté, quantité).

Il s’agira donc de conserver à l’esprit que ces chiffres constituent des ordres de grandeurs dépendant fortement des spécificités propres de l’approvisionnement.

Par ailleurs, l’étude de Delphis confirme les niveaux de coût identifiés. Leur rapport propose également deux cartes intéressantes qui sont présentées ci-après :

- Une carte représentant l’éloignement des départements par rapport aux quatre sites de production les plus importants (> 10 000 m3_/h),

Figure 30. Eloignement des départements aux quatre grands sites de production d’hydrogène marchand

Figure 31. Coût moyen de l’hydrogène par département

Cette carte indique clairement que les départements de l’Ouest de la France sont mal desservis et payent à prix fort leur hydrogène.

4.1.5.3 Analyse de l’étude de cas

Il ressort de l’analyse de l’étude de cas que la production de dihydrogène plusieurs éléments :

- Le coût de l’hydrogène produit par transformation thermochimique des déchets est moins compétitif que les procédés de production traditionnels présentés dans le Tableau 42,

d’un facteur estimé entre 2 et 3. Il serait par contre du même ordre de grandeur que la production d’hydrogène par cycle thermochimique type iode-soufre.

- L’utilisation d’air enrichi ne permet pas d’augmenter la rentabilité du procédé de par les coûts d’investissements et de fonctionnement de l’unité d’enrichissement. Cela implique un surcoût de plus de 10 %.

- Une grande partie du coût du dihydrogène est due au frais d’exploitation liés à la consommation d’eau de process : plus de 70 % du coût dans les hypothèses utilisées (pas de réutilisation des condensats, prix de 80 c€HT/m3_{). C’est aussi ce qui explique le coût élevé}

de l’hydrogène dans l’hypothèse du cas de référence (gazéification à la vapeur d’eau du charbon) pour laquelle l’eau de process représente 85 % du prix (du fait de l’utilisation de vapeur dans le gazéifieur).

Si l’on considère que 50 % de l’eau peut être récupérée ou que le coût de cette utilité soit réduit de moitié (recyclage des condensats après épuration, coût de l’eau réduit type eau de forage…) le coût de production du dihydrogène est réduit de 30 à 35 % et devient pour chacun des cas :

Tableau 44. Coût de production du biohydrogène dans le cas d’une optimisation du coût de l’eau de process

Cas référence Cas 1 Cas 2 Cas 3 Cas 4

Coût de l’hydrogène sorti PSA 7,30 € 3,62 € 3,67 € 3,90 € 3,71 €

Le coût de l’hydrogène devient, dans ces conditions, intéressant vis-à-vis des productions actuelles notamment l’électrolyse. En conséquence, la compétitivité est fortement dépendante de l’optimisation des consommables d’exploitation.

- Il est intéressant également de remarquer que l’utilisation de CSR comme combustible peut s’avérer intéressante car elle permet d’obtenir une source économique complémentaire (Tableau 43). Par contre, les technologies de gazéification sur CSR sont encore en phase de développement (l’offre de marché pour ce combustible n’est pas encore industrielle).

- Les hypothèses utilisées montrent également que l’augmentation de la pureté en hydrogène ne semble pas augmenter significativement les coûts du dihydrogène.

Les coûts liés au transport et au stockage devront être pris en compte dans le coût à l’usager mais devraient ne pas être considérablement différents des coûts de transports des procédés traditionnels.

S’appuyant sur les cartographies de coût-distance producteur-consommateur présentées ci-avant, il conviendrait donc, dans une optique de développement de tel projet (même en conservant les hypothèses initiales de prix de l’eau de process), de privilégier une stratégie de substitution et de de cibler des consommateurs :

- Eloignés des gazoducs à hydrogène existants et des sites de production en masse (vaporeformage du méthane) existants : il s’agit de cibler les clients payants le prix le plus fort pour leur approvisionnement en hydrogène,

- Nécessitant des puretés d’hydrogène plutôt élevées : payant à priori un prix en base haute pour leur approvisionnement :

- Consommant des quantités d’hydrogène à minima de l’ordre du gisement ; ce dernier point sera à corréler en fonction de la technologie choisie et du contexte local pour optimiser les coûts d’approvisionnement.

Une étude plus ciblée du potentiel d’émergence de ces technologies est présentée dans la partie 9.