Introduction

D’abord, un peu de théorie des couleurs. L’hydrogène obtenu par vaporeformage du méthane est dit gris. Il émet environ 10 kg de CO2 pour chaque kg d’hydrogène produit. Pour produire de l’hydrogène bas carbone, différentes solutions industrielles existent : 

  • Capturer le carbone émis par le vaporeformage du méthane : dans ce cas, l’hydrogène est dit bleu ;
  • Électrolyse de l’eau en utilisant de l’électricité issue de sources renouvelables : cette méthode produit de l’hydrogène qualifié de vert ;
  • Électrolyse en utilisant de l’électricité nucléaire : l’hydrogène passe au jaune ;
  • Pyrolyse du méthane avec capture solide du CO2 : hydrogène passe au turquoise.

De nombreux pays mettent en avant l’hydrogène bas carbone comme l’un des instruments à privilégier dans la lutte pour limiter l’aggravation du changement climatique. Pour le secteur de l’oil & gas, déjà producteur et utilisateur d’hydrogène, la création d’un marché de l’hydrogène bas carbone ouvre de nouvelles perspectives, y compris pour leur fonction R&I (Recherche et Innovation). Nous nous posons ici trois questions afin de mieux cerner ces nouvelles perspectives : 

  • Comment le secteur de l’oil & gas aborde-t-il la transition énergétique ?
  • Quel intérêt immédiat l’hydrogène bleu présente-t-il dans ce contexte ?
  • Quel rôle systémique l’hydrogène bleu peut-il jouer à plus long terme dans la transition énergétique du secteur de l’oil & gas ?

 

Le défi existentiel de la transition énergétique de l’oil & gas

L’activité de l’oil & gas étant directement basée sur l’extraction d’énergies fossiles, la détermination d’une roadmap technologique de transition énergétique constitue un défi existentiel. En prenant un peu de recul historique, cette transition n’est pourtant pas la première de l’histoire de l’humanité. En quelques siècles, plusieurs changements du système énergétique ont eu lieu, en partant des biocarburants traditionnels et en allant vers le charbon, puis le pétrole, puis le gaz naturel. La différence de notre transition en cours tient dans le fait que son déterminant principal ne réside plus seulement dans la densité énergétique, mais aussi dans ce que l’on pourrait appeler la densité environnementale. De plus, comme nous l’a récemment rappelé Laurent Poncet, Lead Originator Hydrogen Corporate Development chez Equinor :

“le rendement des activités d’exploration diminue, avec un ratio actuel de deux barils trouvés pour dix utilisés.”1

Et ce en dépit de l’impact de la transformation digitale sur la prospection, à travers l’application des méthodes d’intelligence artificielle à l’analyse des images satellitaires.

Certains aspects de la transition sont relativement directs. Ainsi la substitution du gaz naturel au charbon permet aux centrales électriques de réduire leurs émissions pour un coût acceptable. Seul le type de centrale change, les infrastructures et le modèle économique restent les mêmes. Mais, dès lors qu’elle porte sur la construction de nouveaux types d’infrastructures,  la transition énergétique comporte aussi des facteurs d’incertitude.

Dans un article antérieur, nous avons vu que le point de départ industriel de la transition énergétique se situe dans les technologies vertes de génération d’électricité. En effet, ces technologies bénéficient d’un cadre réglementaire attractif tendant à fournir un rendement garanti aux investisseurs. Le passage à une plus grande échelle de production a par ailleurs permis de réduire le coût de ces technologies, et d’ancrer en deux décennies la transition énergétique dans une stratégie d’électrification massive.

Du point de vue du secteur de l’oil & gaz, il s’agit, au regard de son métier historique, d’une diversification de l’activité s’inscrivant dans une perspective élargie de fourniture d’énergie. Comme personne dans ce secteur ne songe actuellement à se convertir à 100% aux renouvelables, une telle diversification ne suffirait pas pour résoudre le défi existentiel de la transition.

 

L’hydrogène bleu

C’est ici qu’interviennent les technologies de capture et séquestration du carbone émis pendant les processus industriels, ou par la production centralisée d’électricité à partir de combustibles fossiles. L’évaluation de la performance économique de cette technologie bénéficie du fait que les coûts de son déploiement sont connus. Si l’on met de côté la question épineuse de la fiabilité de la séquestration à long terme, les acteurs du secteur considèrent qu’il s’agit d’une technologie pouvant être déployée à grande échelle.

Est-ce à dire que tout n’est alors qu’une question du coût du carbone ? Dans le cas de la production d’hydrogène bleu à partir de gaz naturel, non. En effet, si la demande pour l’hydrogène augmente en raison de la croissance de ses nouvelles applications industrielles et énergétiques, le prix de l’hydrogène bleu pourrait consister un autre déterminant de l’équation. Les perspectives globales de ce nouveau marché semblent actuellement favorables aussi bien en Europe qu’en Asie.

La séquestration à long terme dans les fonds marins ou sous terre ne va cependant pas de soi. Laurent Poncet a attiré notre attention sur le fait que les attitudes concernant la séquestration sont plus favorables dans les pays européens du Nord habitués à gérer directement l’exploitation de gisements de ressources énergétiques fossiles. La séquestration du carbone n’y rencontre pas de fortes résistances sociétales, et ce sont ces pays qui sont en lead dans les grands projets actuels de capture, tels que le projet Northern Lights. Laurent Poncet récapitule la situation de la manière qui suit : 

  • “Tous les projets de CCS européens que j’ai vu jusqu’à maintenant sont offshore, certaines cavernes « land-based » peuvent être utilisées pour le stockage mais je crois que les réservoirs de capture sont très majoritairement offshore.
  • En France, Total a un projet CC à Dunkerque et sa « test facility » a Lacq. En Italie, ENI a son projet de CCS à Ravenne, où il s’agit de reconvertir d’anciens réservoirs de gaz en trappes à CO2. Les projets continuent à être concentrés en Europe du Nord dans les pays producteurs O&G.
  • La séquestration du carbone y rencontre moins de résistances sociétales
  • Pour le Japon (et pour l’UE), la priorité actuelle est de faire baisser le prix de l’hydrogène, accélérer la pénétration de marché des fuel-cells (notamment sur la mobilité) et de stimuler la demande et la consommation d’hydrogène, même si à terme court elle reste principalement grise. »

 

Par-delà la décarbonisation : vers les nouvelles synergies industrielles du carbone circulaire

La capture du carbone peut être combinée avec une utilisation industrielle du carbone capturé. Une telle approche circulaire constitue une manière intéressante de neutraliser les émissions, et pas seulement pour les acteurs de l’oil & gas. L’hydrogène décarboné est appelé à jouer un rôle central dans ces futures synergies, qui pourraient s’avérer indispensables à la décarbonation de l’aviation.

Le cas d’un projet porté par un consortium d’acteurs danois permet d’illustrer cette perspective. Sur un site proche de Copenhagen, il s’agit dans un premier temps de produire de l’hydrogène par électrolyse, alimentée en électricité par des sources renouvelables. Dans un second temps, il s’agit de déployer une capture du carbone émis par des activités industrielles adjacentes. Enfin, dans un troisième temps, il s’agit de combiner hydrogène et carbone pour produire des carburants liquides renouvelables destinés à l’aviation.

Au-delà de ce projet, les carburants liquides renouvelables sont appelés à se développer en raison de leur densité énergétique et de leur faible coût de stockage. Leur défaut majeur réside dans leur faible efficience énergétique (autour de 13%). Mais là où le besoin de carburant liquide est incontournable, il s’agira de produire ces carburants synthétiques en utilisant des sources d’énergie à faible coût, tout en travaillant à augmenter l’efficience.

 

Conclusion

L’hydrogène bleu est ainsi appelé à jouer un rôle majeur dans la transition énergétique du secteur de l’oil & gas – et ce d’autant plus que l’étendue du champ de responsabilité de ses acteurs est grande. Si cette responsabilité va jusqu’à inclure les émissions produites par les utilisateurs du pétrole, alors l’hydrogène et les carburants renouvelables qu’il permet sont incontournables. Un cycle du carbone industriel viendrait alors s’ajouter au cycle naturel du carbone, et permettrait de limiter l’étendue du changement climatique en cours. Dans une perspective plus longue, ce cycle prendrait aussi le relai de l’exploitation des ressources fossiles, lorsque le coût de cette exploitation deviendra trop élevé.

Rien n’autorise de supposer que les besoins de carburants à base d’hydrocarbures vont disparaître dans un temps proche. La seule chose susceptible de changer est l’origine des molécules de ces carburants. Une fois mis en place un cycle industriel du carbone coiffant le cycle naturel, l’horizon énergétique sera fixé selon une règle d’équilibre dans le renouvellement des ressources. Qui seront les bâtisseurs de cet horizon ? Rendez-vous dans la Synergy Factory de Presans pour en savoir plus !

Notes

  1. Se référant à une analyse publiée par Rystad Energy, en 2019, selon laquelle le taux de remplacement des ressources pour le pétrole classique était de 16% (ou 1.6 bbl trouvé pour 10 de produits, cf. https://www.ogj.com/exploration-development/reserves/article/14068305/rystad-oil-and-gas-resource-replacement-ratio-lowest-in-decades).

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