L'importance stratégique de l'hydrogène extracôtier dans la transition énergétique mondiale

La production d'hydrogène offshore se situe à l'intersection de deux des tendances les plus prometteuses en matière d'énergie propre : l'expansion rapide de l'énergie éolienne offshore et la demande croissante d'hydrogène vert en tant que matière première industrielle, combustible et milieu de stockage de l'énergie.

La production actuelle d'hydrogène est dominée par la réforme du méthane de vapeur du gaz naturel, émettant environ 830 millions de tonnes de CO2 par an. La substitution de l'hydrogène à l'électricité produite à partir de sources renouvelables, dites «l'hydrogène vert», est essentielle. La production offshore ajoute une proposition de valeur unique : elle place le processus d'électrolyse directement à la source d'une énergie éolienne abondante, facteur de haute capacité, évitant les pertes de transmission et la nécessité d'une vaste terre côtière.

L'Agence internationale de l'énergie (AIE)[ prévoit que la demande mondiale d'hydrogène pourrait atteindre 150 millions de tonnes d'ici 2030 dans le cadre de son scénario de zéro émission nette, l'hydrogène étant de plus en plus émis. La production en mer devrait contribuer de façon significative, en particulier dans les régions où les ressources éoliennes en mer sont importantes, comme la mer du Nord, les côtes du Japon et de la Corée et la côte atlantique des États-Unis.

Pourquoi l'hydrogène offshore importe

  • Accès à des ressources éoliennes abondantes et cohérentes[ – Les vitesses des vents en mer sont généralement plus élevées et plus cohérentes que sur terre, ce qui entraîne des facteurs de capacité plus élevés (50 à 60 % contre 30 à 40 % sur terre).
  • Conflits d'utilisation des terres [ – Les projets d'énergie renouvelable terrestres font de plus en plus face à la concurrence foncière de l'agriculture, de la conservation et des collectivités.
  • Potentiel pour la production à grande échelle en un seul endroit – Les parcs éoliens offshore peuvent atteindre l'échelle de gigawatt, et intégrer l'électrolyse de l'hydrogène à cette échelle crée un seul centre énergétique intégré capable d'alimenter de multiples complexes industriels.
  • La synergie avec les infrastructures pétrolières et gazières en mer[ – Des plates-formes matures, des pipelines sous-marins et des navires de service en mer peuvent être réaffectés à la production et au transport d'hydrogène, réduisant ainsi les dépenses en capital et permettant une transition juste pour la main-d'œuvre.
  • Exportation directe vers les marchés mondiaux – L'hydrogène offshore peut être expédié sous forme d'hydrogène liquide, d'ammoniac ou par l'intermédiaire de gazoducs existants convertis en transport d'hydrogène, ouvrant ainsi les voies commerciales internationales pour les énergies renouvelables.

Piliers technologiques de la production d'hydrogène en mer

Offshore hydrogen production requires adapting established technologies—electrolysis, wind turbines, and offshore engineering—to the corrosive, dynamic, and isolated environment of the sea. Several promising configurations are being developed and piloted worldwide.

Systèmes d'électrolyse pour les milieux marins

L'électrolyse divise l'eau en hydrogène et en oxygène à l'aide d'électricité.

  • Électrolyse PEM (Proton Exchange Membrane) – Compact, peut réagir rapidement à la fluctuation de l'énergie éolienne et fonctionne à des températures modérées. PEM est actuellement le candidat principal pour l'intégration offshore en raison de sa petite empreinte et de sa capacité à fonctionner sur l'eau de mer déionisée après dessalement.
  • Électrolyse alcaline – Plus mature et moins coûteux, mais plus grand et plus lent à monter. De nouveaux modèles alcalins avancés sont testés pour des conditions dynamiques en mer.
  • Électrolyse à oxyde solide – Fonctionne à haute température, offrant une efficacité supérieure mais nécessitant des sources de chaleur stables.

Une innovation clé est l'électrolyse directe de l'eau de mer sans avoir besoin de prétraitement de l'eau douce.Les chercheurs développent des catalyseurs et des membranes capables de manipuler les sels et les impuretés dans l'eau de mer, simplifiant radicalement la conception du système offshore.

Plateformes flottantes vent-à-hydrogène

La configuration la plus futuriste, et la plus rapide à maturité, consiste à combiner une éolienne flottante avec un appareil électrolyseur sur la même plate-forme ou sur une bouée séparée, ce qui élimine la nécessité d'un câble sous-marin électrique à une sous-station offshore, en envoyant de l'hydrogène directement par pipeline ou en le stockant pour une décharge ultérieure.

  • PosHYdon (Pays-Bas)[ – Le premier pilote d'hydrogène offshore au monde, intégrant un électrolyzeur PEM de 1 MW sur une plate-forme pétrolière et gazière en service en mer du Nord. Il utilise l'énergie d'un parc éolien offshore pour produire de l'hydrogène, démontrant la faisabilité de la modernisation des plates-formes existantes.
  • Dolphyn (UK) – Un projet de MRE qui place un électrolyteur directement sur une plate-forme éolienne flottante, produisant de l'hydrogène qui est ensuite exporté via un pipeline. Il vise une échelle de 10 MW d'ici 2025.
  • H2Floating (France) – Une collaboration utilisant une éolienne flottante avec un système d'électrolyse avancée de l'eau de mer, ciblant 100 MW dans les années 2030.

Les plates-formes flottantes sont particulièrement attrayantes pour les sites en eau profonde (plus de 60 mètres de profondeur) où les turbines à fond fixe ne sont pas rentables.

Intégration avec l'infrastructure pétrolière et gazière extracôtière existante

Le projet ] nord de la mer du Nord montre comment une plate-forme de gaz vieillissant peut être convertie en un centre de production d'hydrogène. Dans ce système, le gaz naturel est transformé en hydrogène avec capture et stockage du carbone (hydrogène bleu) initialement, puis transformé en hydrogène vert électrolytique, à mesure que le vent offshore est installé.

Les pipelines submarins conçus pour le gaz naturel peuvent être convertis en transportant de l'hydrogène avec des modifications telles que des joints, des compressions et des mesures de surveillance de la fragilisation de l'hydrogène.

Solutions de stockage et de transport pour l'hydrogène offshore

Le stockage de l'hydrogène au large est essentiel pour découpler la production de la demande et pour transporter l'hydrogène vers les marchés terrestres.

Stockage sous-marin : réservoirs, cavernes et pipelines

  • Caveaux de sel submersibles – Des dômes de sel existent sous les fonds marins de la mer du Nord et dans d'autres bassins offshore. Ils peuvent être utilisés pour le stockage d'hydrogène à grande échelle à des pressions allant jusqu'à 200 bar. Le projet StopStart évalue la faisabilité des cavernes de sel offshore pour l'hydrogène, en tirant parti de décennies d'expérience du stockage de gaz naturel.
  • Des réservoirs en acier sous pression sur le fond marin – Comme les réservoirs de stockage d'huile sous-marin, ils peuvent être fabriqués à terre et remorqués en position.Ils offrent des volumes de stockage modérés (jusqu'à 10 tonnes de H2 par unité) et conviennent à des projets pilotes plus petits.
  • Stockage de la ligne (paquet de ligne)[ – L'augmentation de la pression dans un pipeline d'hydrogène peut stocker du gaz dans le pipeline lui-même, fournissant un stockage tampon à court terme.
  • Cavernes rocheuses souterraines – Dans les régions sans dépôts de sel, on pourrait utiliser des cavernes rocheuses excavées bordées d'acier ou de béton. Les cavernes rocheuses offshore sont plus coûteuses mais techniquement faisables, comme le démontre le projet Högsby en Suède.

Options de transport : Navires vs pipelines

Une fois l'hydrogène produit et stocké au large, il doit atteindre les utilisateurs finals.

  • Pipelines – Rentable pour les grands volumes sur des routes fixes, surtout pour des distances allant jusqu'à quelques centaines de kilomètres. Des pipelines d'hydrogène offshore sont en cours de conception avec des revêtements en acier X70 pour empêcher l'embrasement. Le projet H2Pipe aux Pays-Bas prévoit de relier les parcs éoliens offshore au réseau d'hydrogène terrestre d'ici 2030.
  • Livraison – Pour les distances plus longues (routes transocéaniques) ou pour la livraison dans des îles éloignées, les transporteurs d'hydrogène tels que l'hydrogène liquide (LH2), l'ammoniac (NH3) ou les LHC (transporteurs d'hydrogène organique liquide) sont préférables. Chacun a des compromis : LH2 nécessite un refroidissement cryogénique à -253 °C, l'ammoniac est plus facile à manipuler mais doit être craqué à l'hydrogène au point d'utilisation, et les LHC peuvent utiliser la logistique existante du combustible, mais imposer des pénalités énergétiques pour la déshydrogénation.

La combinaison du stockage et du transport dans un hub offshore intégré est la vision de plusieurs consortiums industriels. Le Concept de production et d'amplificateur d'hydrogène hors-bord; Hub de stockage proposé par ORE Catapult et ses partenaires envisage une plate-forme flottante ou fixe qui abrite des électrolyseurs, des dessalement, des réservoirs de stockage et une station d'accueil pour les transporteurs d'hydrogène, tous alimentés par un parc éolien adjacent.

Surmonter les obstacles techniques et économiques

Malgré cette dynamique, l'hydrogène en mer est confronté à des obstacles importants, les trois plus importants étant les coûts d'investissement élevés, la sécurité dans le milieu marin et la nécessité d'un cadre réglementaire qui permette de nouvelles utilisations de l'espace en mer.

Voies de réduction des coûts

Aujourd'hui, l'hydrogène vert provenant du vent en mer coûte entre 5 $ et 7 $ le kg, comparativement à 1 $ à 2 $ le kg pour l'hydrogène gris provenant du gaz naturel.

  • Évoluer la fabrication d'électrolyseurs – Des gigafactories pour les électrolyseurs PEM et alcalins sont en construction en Europe, en Chine et aux États-Unis, avec des objectifs de capacité de 20 GW d'ici 2030.
  • Les turbines offshore de 15 à 20 MW réduisent le nombre de fondations et de câbles par unité de production.
  • Améliorer l'efficacité des électrolyseurs – Accroître l'efficacité du système de 60 à 75 % (basé sur la valeur de chauffage inférieure) réduirait la consommation d'électricité par kg de 20 %.
  • Normer les plates-formes offshore – Les plates-formes modulaires produites en série pourraient réduire les coûts d'ingénierie et d'installation de 30 à 50 %.
  • L'utilisation d'infrastructures existantes[ – La réfection de plates-formes pétrolières et gazières à la retraite peut réduire le CAPEX initial de 40 % par rapport à la construction de nouvelles structures.

Cadres de sûreté et de réglementation

L'hydrogène est une petite molécule qui peut pénétrer les métaux, causant une fragilisation. Au large, les risques supplémentaires de corrosion, de charge d'ondes et d'opérations à distance nécessitent des systèmes de sécurité robustes.

  • Matériaux avancés – Utilisation d'Inconel, d'aciers inoxydables duplex ou de doublures en polymères pour pipelines et réservoirs.
  • Détection de fuites sous-marines[ – Détection optique de fibre, surveillance acoustique et vannes d'arrêt automatisées.
  • Exigences de distance[ – Les installations d'hydrogène doivent être situées loin des voies de navigation et d'autres installations offshore.

Les lignes directrices DNV-RP- pour les systèmes d'hydrogène offshore ont été publiées en 2023, fournissant une approche fondée sur les risques. La stratégie de l'UE pour l'hydrogène comprend un volet de travail dédié à l'hydrogène offshore, et des pays comme les Pays-Bas et le Danemark ont déjà alloué des baux aux fonds marins pour des projets combinés d'énergie éolienne et d'hydrogène.

Impacts environnementaux et écosystémiques

L'hydrogène extracôtier est généralement considéré comme peu affecté par rapport à l'extraction de combustibles fossiles, mais il faut surveiller soigneusement l'emplacement et le fonctionnement de l'installation pour minimiser les effets sur la vie marine.

  • Perturbation du plancher[ – L'installation de fondations d'éoliennes, de pipelines et de réservoirs de stockage peut perturber les habitats benthiques.L'utilisation de monopiles avec protection contre les écuries peut limiter les dommages, et les effets artificiels des récifs peuvent même améliorer la biodiversité locale.
  • La pollution sonore[ – La conduite de pivots pour turbines à fond fixe génère du bruit sous-marin qui peut nuire aux mammifères marins.
  • L'apport d'eau pour le dessalement – L'électrolyse ou le prétraitement de l'eau de mer peut tuer le plancton et les larves si elles ne sont pas gérées avec des écrans à mailles fines et des vitesses de débit faibles.
  • Décharge d'oxygène[ – L'électrolyse produit de l'oxygène comme sous-produit. Bien que l'oxygène pur puisse être utilisé pour des applications industrielles, une libération incontrôlée pourrait sursaturer localement l'eau de mer, ce qui pourrait affecter le comportement des poissons.
  • Praissance d'hydrogène – Bien que l'hydrogène ne soit pas un gaz à effet de serre directement, il a un effet de réchauffement indirect par la chimie atmosphérique (il prolonge la durée de vie du méthane).

Les installations d'hydrogène offshore peuvent coexister avec les pêches et la navigation si des corridors désignés et des zones d'exclusion sont établis.Les évaluations d'impact environnemental (EIE) sont obligatoires pour tous les grands projets, et le du Bureau of Ocean Energy Management des États-Unis élabore des lignes directrices spécifiques pour les baux de recherche sur l'hydrogène offshore.

Perspectives d'avenir : Évoluer des pilotes vers le déploiement commercial

Les cinq prochaines années seront décisives pour l'hydrogène offshore. Plusieurs projets à grande échelle sont en planification avancée:

  • Hydrogène de la mer du Nord (DEME, Parkwind)[ – Cibler 1 GW au large avec électrolyse intégrée et stockage sous-marin d'ici 2030.
  • H2 Energy Island (Danemark)[ – Une île artificielle de la mer du Nord abritant 10 GW d'éoliennes, avec production et stockage d'hydrogène pour exportation vers l'Allemagne et les Pays-Bas.
  • Corée du Sud , Ceinture d'hydrogène offshore – Combinant des parcs éoliens offshore avec l'électrolyse et la production d'ammoniac, visant à approvisionner le Japon.
  • California Offshore Hydrogen Project[ – Un parc éolien flottant proposé avec électrolyzeur au large des côtes du comté de Humboldt, ciblant l'exploitation pilote d'ici 2028.

Les courbes d'apprentissage des coûts suggèrent qu'avec le déploiement continu, l'hydrogène offshore pourrait atteindre la parité avec l'hydrogène gris d'ici 2035 dans les régions à vent élevé. Les principaux facteurs qui permettront de réduire les émissions de gaz à effet de serre seront les partenariats public-privé, les prix du carbone[ qui sont pleinement responsables des émissions de gaz diesel et de gaz naturel, et les systèmes de certification internationale pour l'hydrogène vert.

L'intégration de l'hydrogène offshore dans le système énergétique plus large — réseaux d'équilibrage, navires de ravitaillement et groupes industriels d'approvisionnement — nécessitera de nouveaux modèles d'affaires. Les enchères pour l'hydrogène, semblables aux CfD offshore éoliens (Contracts for Difference), sont en cours de conception par le Royaume-Uni et l'UE.

Conclusion

En combinant les meilleures ressources éoliennes offshore au monde et la technologie d'électrolyse évolutive, l'hydrogène offshore peut fournir de grandes quantités d'énergie à émission nulle tout en évitant les conflits terrestres et en tirant parti du savoir-faire maritime existant. Les défis restants – coûts, sécurité et réglementation – sont abordés par l'innovation et la collaboration. Comme les projets pilotes démontrent la viabilité technique et économique, l'hydrogène offshore est sur le point de devenir une pierre angulaire de l'infrastructure énergétique propre mondiale, permettant la décarbonisation profonde de l'industrie et des transports.

Pour les acteurs de l'énergie, des politiques et de la technologie, le message est clair : l'avenir de l'hydrogène sera probablement construit en mer. Investir dans l'hydrogène offshore va maintenant rapporter des dividendes dans la sécurité énergétique, la réduction des émissions et la compétitivité industrielle pour les décennies à venir.