L'industrie pétrolière est depuis longtemps la pierre angulaire de l'approvisionnement énergétique mondial, du transport, de la fabrication et d'innombrables autres secteurs. Pourtant, cette domination entraîne un coût environnemental croissant, car les émissions de gaz à effet de serre provenant de l'extraction, du raffinage et de la combustion contribuent de façon significative au changement climatique. En réponse, le secteur est soumis à un examen attentif des autorités de réglementation, des investisseurs et du public pour décarboner ses activités.

Comprendre l'hydrogène comme combustible

L'hydrogène est l'élément le plus simple et le plus abondant de l'univers, mais sur Terre il est presque toujours lié par des composés tels que l'eau (H2O) ou les hydrocarbures. Pour utiliser l'hydrogène comme combustible, il doit être extrait par des procédés chimiques. L'hydrogène gazeux qui en résulte peut ensuite être brûlé directement ou transformé en électricité par des piles à combustible. Sa densité énergétique gravimétrique est environ trois fois plus élevée que celle de l'essence, ce qui signifie qu'un kilogramme d'hydrogène contient beaucoup plus d'énergie qu'un kilogramme de combustible conventionnel.

L'impact environnemental dépend fortement de la façon dont il est produit. L'industrie utilise un système de classification basé sur les couleurs :

  • Grey hydrogen[ – produit à partir de gaz naturel par reformage du méthane de vapeur (SMR) sans capter les émissions de CO2. C'est la forme la plus courante et la moins chère, mais génère toujours des gaz à effet de serre importants.
  • Hydrogène bleu – semblable à l'hydrogène gris mais jumelé au captage et au stockage du carbone (CSC) pour piéger le CO2. Cela réduit les émissions jusqu'à 90%, bien qu'il repose toujours sur les combustibles fossiles et laisse des préoccupations quant aux émissions résiduelles et aux fuites de méthane.
  • Hydrogène vert – produit par électrolyse de l'eau à l'aide d'électricité renouvelable (solaire, éolienne, hydroélectricité). Il est complètement exempt de carbone mais actuellement plus cher que l'hydrogène gris ou bleu.
  • Hydène turquoise – produit par pyrolyse du méthane, qui divise le gaz naturel en hydrogène et en carbone solide (plutôt que CO2). Il reste en développement précoce mais pourrait offrir une alternative à faible teneur en carbone sans CCS.

Pour l'industrie pétrolière, le choix de ces itinéraires de production dépendra des coûts énergétiques régionaux, des infrastructures disponibles, des politiques de tarification du carbone et de l'urgence des objectifs de réduction des émissions.

Principales applications de l'hydrogène dans les opérations pétrolières

Raffinage et traitement chimique

L'hydrogène est déjà une matière première essentielle dans les raffineries de pétrole. Il est utilisé dans l'hydrotraitement pour éliminer le soufre, l'azote et d'autres impuretés des fractions de pétrole brut, et dans l'hydrocraquage pour briser les molécules d'hydrocarbures lourds en produits plus légers et plus précieux comme le diesel et le carburant à réaction. Actuellement, la majeure partie de cet hydrogène est produite sur place à partir de gaz naturel, générant des émissions de CO2.

Production d'énergie et chauffage

Plusieurs installations pétrolières exploitent leurs propres centrales électriques et chaudières pour produire de l'électricité et de la vapeur pour les procédés de raffinage, de pompage et de forage. Le remplacement du gaz naturel par de l'hydrogène dans des turbines à gaz ou des chaudières est techniquement possible, bien qu'il nécessite des modifications aux brûleurs et aux chambres de combustion pour traiter les différentes caractéristiques de la vitesse de flamme et de la combustion de l'hydrogène.

Transports et logistique

L'industrie pétrolière transporte des volumes considérables de pétrole brut, de produits raffinés et de produits chimiques par camions, rails, navires et pipelines. Les piles à combustible à hydrogène offrent une solution de rechange à zéro pour les camions lourds utilisés dans la logistique des petits-courriers et des longs-courriers. Certaines entreprises déploient déjà des camions à pile à hydrogène pour la livraison en vrac de carburant. De même, des remorqueurs et des navires de service à hydrogène sont testés dans les ports et les plates-formes offshore. L'hydrogène peut également être utilisé pour décarboniser les stations de compresseurs de pipelines, qui sont des émetteurs importants de méthane et de CO2.

Opérations à distance et offshore

Plusieurs projets pilotes ont démontré que les piles à combustible sont situées sur des plateformes offshore et dans des stations de surveillance de pipelines à distance. Bien que le défi consiste à fournir de l'hydrogène à ces sites éloignés, la forte densité énergétique de l'hydrogène comprimé ou liquide en fait une option viable, surtout à mesure que les réseaux de distribution de l'hydrogène se développent.

Avantages de l'hydrogène pour le secteur pétrolier

  • Projecteur de décarbonisation profond:[ La combustion d'hydrogène ne produit ni dioxyde de carbone ni particules, aidant les raffineries et les installations de production à respecter les règlements d'émissions serrés et les objectifs nets de zéro.
  • Haute densité énergétique:[ La teneur en énergie de l'hydrogène par unité de masse (environ 120 MJ/kg) dépasse de loin celle du gaz naturel (55 MJ/kg) ou de l'essence (44 MJ/kg), ce qui permet de stocker et de transporter davantage d'énergie.
  • Vératilité:[ L'hydrogène peut servir de combustible, de matière première chimique et de milieu de stockage de l'énergie. Il peut être converti en électricité par piles à combustible ou brûlé pour la chaleur, ce qui le rend adaptable à presque tous les besoins énergétiques dans les opérations pétrolières.
  • La synergie avec l'infrastructure existante:[ Les gazoducs, les cavernes de stockage et la technologie des brûleurs peuvent souvent être adaptés pour l'utilisation de l'hydrogène avec des modifications, réduisant ainsi le besoin de systèmes entièrement nouveaux.
  • Intégration avec l'énergie renouvelable:[ L'électricité renouvelable excédentaire peut être utilisée pour produire de l'hydrogène vert par électrolyse, stocker efficacement l'énergie renouvelable et lisser l'intermittence de l'éolien et du solaire.
  • Création d'emplois et perspectives économiques :[ Le développement des réseaux de production, de stockage et de distribution d'hydrogène crée de nouvelles chaînes d'approvisionnement et des emplois qualifiés, en particulier dans les régions où les industries pétrolières et énergétiques renouvelables sont fortes.

Défis critiques de l'adoption

Malgré ces avantages, l'adoption généralisée de l'hydrogène dans l'industrie pétrolière est confrontée à des obstacles techniques, économiques et logistiques considérables.

Coûts de production

L'hydrogène gris demeure aujourd'hui l'option la moins chère, avec des coûts de production d'environ 1 à 2 dollars le kilogramme. L'hydrogène bleu ajoute 0,5 à 1 dollar le kilogramme en raison du matériel CCS et des pénalités en matière d'énergie. L'hydrogène vert coûte actuellement de 4 à 6 dollars le kilogramme, bien que la baisse des prix des électrolyseurs et de l'énergie renouvelable à faible coût devrait l'amener à 1,5 à 3 dollars le kilogramme d'ici 2030.

Stockage et transport

L'hydrogène a une densité volumétrique très faible, ce qui signifie qu'il nécessite de grands volumes pour stocker une énergie importante. Il peut être comprimé à 700 bar pour les réservoirs de véhicules ou liquéfié à –253 °C pour le stockage en vrac, qui sont tous deux à forte intensité énergétique et coûteux. Les pipelines sont confrontés à des défis liés à l'embuage de l'hydrogène – l'affaiblissement du métal dû à la diffusion de l'atome d'hydrogène – qui nécessite des alliages ou des revêtements spéciaux.

Construction d'infrastructures

Une infrastructure complète d'hydrogène, des usines de production aux pipelines, aux cavernes de stockage, aux stations de ravitaillement et aux équipements d'utilisation finale, demeure peu abondante en dehors de quelques grappes industrielles. La construction de cette infrastructure nécessitera des décennies d'investissement et de coordination entre les gouvernements, les entreprises énergétiques et les fournisseurs de technologie.

Sécurité et perception du public

L'hydrogène est hautement inflammable et présente une large gamme d'inflammabilité (4 à 74 % dans l'air). Il est également inodore, incolore et brûle avec une flamme presque invisible, rendant la détection des fuites plus difficile que pour le gaz naturel. Bien que l'industrie ait manipulé l'hydrogène en toute sécurité dans les raffineries pendant des décennies, un déploiement public plus large nécessitera des codes de sécurité, une formation et une éducation publique actualisées.

Utilisation de l'eau et des ressources

La production d'hydrogène vert par électrolyse consomme environ 9 litres d'eau par kilogramme d'hydrogène. Dans les régions soumises à un stress hydrique, cela pourrait concurrencer d'autres besoins. Cependant, les techniques de dessalement ou de purification de l'eau peuvent atténuer cette situation, et la consommation globale d'eau est modeste par rapport à de nombreux autres procédés industriels.

Initiatives actuelles et adoption par l'industrie

Les grandes entreprises pétrolières et gazières ont annoncé des projets ambitieux d'hydrogène qui tirent parti de leur expertise en matière de manutention à grande échelle du gaz, d'exploitation des pipelines et de gestion de projets.

  • Le projet H2H Saltend (UK) – dirigé par Equinor, ce projet vise à construire une installation de production d'hydrogène bleu avec CCS au parc chimique Saltend, fournissant de l'hydrogène aux utilisateurs industriels et pouvant éventuellement se fondre dans le réseau gazier local.
  • Raffinerie Rheinland de Shell (Allemagne) – Shell construit un électrolyzeur PEM de 10 MW pour produire de l'hydrogène vert pour les raffineries, avec des plans d'échelle allant jusqu'à 100 MW. Ce projet s'inscrit dans l'ambition plus large de Shell de devenir une entreprise énergétique à émissions nettes nulles d'ici 2050.
  • BP HyGreen Teesside (UK) – BP développe un hub hydrogène à Teesside qui comprend à la fois des usines d'hydrogène vertes (électrolyse) et bleues (réformage autothermique avec CCS), ciblant le démarrage en 2027.
  • Le projet d'hydrogène du département américain de l'Énergie – Le DOE vise à réduire le coût de l'hydrogène propre à 1 $ par kilogramme d'ici 2031, ce qui stimule les projets de recherche et de démonstration dans tout le pays.
  • Mitsubishi Heavy Industries et d'autres développent des turbines à grande échelle capables de brûler 100 % d'hydrogène pour la production d'électricité, qui pourraient être déployées dans des usines de cogénération de raffinerie.

Outre les projets d'entreprise, l'hydrogène est intégré dans les collaborations énergétiques internationales. Le Conseil de l'hydrogène, une initiative mondiale de dirigeants énergétiques et industriels, comprend de nombreuses compagnies pétrolières et publie régulièrement des feuilles de route pour le déploiement de l'hydrogène.L'Agence internationale de l'énergie (AIE) suit également les progrès de l'hydrogène dans son bilan annuel Global Hydrogen Review.

Perspectives et feuille de route futures

La voie vers l'adoption généralisée de l'hydrogène dans les opérations pétrolières se déroulera en phases. À court terme (2025-2030), l'hydrogène bleu dominera probablement à mesure que la technologie du CSC arrivera à maturité et que l'infrastructure sera construite autour des grappes industrielles existantes.

D'ici 2035, l'hydrogène vert devrait devenir compétitif sur le plan des coûts avec l'hydrogène bleu dans de nombreuses régions, en particulier celles qui disposent de ressources renouvelables abondantes. Les pipelines d'hydrogène dédiés et le stockage des cavernes de sel relieront les centres de production aux raffineries et aux usines pétrochimiques.

Entre 2040 et 2050, à mesure que les objectifs nets ne seront pas atteints, l'hydrogène pourrait fournir une part importante de la demande d'énergie et de matières premières de l'industrie pétrolière. La transition sera soutenue par la tarification du carbone, les normes de portefeuille des énergies renouvelables et les mandats gouvernementaux pour les combustibles à faible teneur en carbone.

Les principaux facteurs qui permettront de l'atteindre à l'avenir sont notamment la poursuite des recherches sur l'électrolyse avancée (oxyde solide, membrane d'échange d'anion), l'amélioration des matériaux de stockage de l'hydrogène (hydrures métalliques, nanotubes de carbone) et les protocoles de sécurité normalisés.

Conclusion

L'hydrogène offre à l'industrie pétrolière un moyen convaincant et pratique de réduire son empreinte environnementale sans abandonner les services énergétiques essentiels qu'elle fournit. En tirant parti des infrastructures existantes, de l'expertise technique et de l'intégration aux énergies renouvelables, l'industrie peut passer d'un émetteur majeur à un leader en matière d'énergie propre. Les défis – coûts, infrastructures, sécurité et échelle – sont réels mais non insurmontables.