Lancée en 2020 et réactualisée en 2025, la Stratégie nationale hydrogène définit des objectifs de développement de l’hydrogène bas carbone au service des souverainetés énergétique et industrielle de la France. Dans ce cadre, un premier appel d’offres vient d’être lancé, piloté par Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et opéré pour le compte de l’État par l’ADEME.
Il a vocation à soutenir au cours des 15 prochaines années la production d’hydrogène décarbonée destinée à l’industrie en France, hors raffinage, avec une aide proportionnelle à la quantité d’hydrogène produite afin que l’hydrogène décarboné (à partir de renouvelables et de nucléaire) soit compétitif relativement à l’hydrogène produit à partir des énergies fossiles.
À l’issue d’une phase de sélection lancée fin 2024, dix candidats ont été présélectionnés et ont participé à un dialogue concurrentiel. Cette phase de dialogue a permis de préciser le cahier des charges du dispositif de soutien public selon la réalité du marché et les besoins technico-économiques des industriels. Les candidats présélectionnés proposent de produire de l’hydrogène décarboné à destination de l’industrie, comme la sidérurgie, la chimie ou la production d’engrais.
Les candidats intéressés ont jusqu’au 27 février à midi pour envoyer leur dossier de candidature.
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Une stratégie “hydrogène décarboné” est difficile à mettre en place; pourquoi ?
Dans un premier temps, quand le nucléaire était encore maudit par les tenants du ” tout renouvelable” les idéologues qui ne connaissent pas grand chose aux contraintes industrielles ignoraient qu’il est quasiment impossible de faire fonctionner de manière efficace et durable des électrolyseurs avec des énergies intermittentes.
Dans un deuxième temps, on voit le glissement sémantique certes, mais selon lequel le nucléaire serait le “second couteau” des renouvelables. Or c’est rigoureusement l’inverse. Ce sont les renouvelables qui affichent la bonne conscience écologique, mais le nucléaire qui fournira l’essentiel de l’électricité et surtout qui garantira la permanence d’alimentation des électrolyseurs et leur maintien en état de fonctionnement.
Ensuite le rendement de la filière n’est pas mirifique. Un bon électrolyseur a un rendement de 2/3 entre les kWh consommés pour l’électrolyse et le PCI de l’hydrogène produit. Les meilleurs électrolyseurs sortent l’hydrogène à 30 bars mais pour des raisons de volume de stockage, un minimum de 350 bars (norme actuelle chez Air Liquide et Linde) est exigé. Certes Air liquide travaille sur des réservoirs capables de tenir 700 bars mais on ne peut guère aller plus loin en raison du facteur Z (différentiel entre la loi des gaz parfaits PV/T= Constante et le comportement moléculaire réel de ce gaz) De fait à 700 bars, dans une compression isotherme, la réduction du Volume n’est que de 412/1 et non 700. Et pour atteindre cette pression on peut estimer la consommation des compresseurs à environ 20 % du PCI de l’hydrogène stocké. Quant au stockage en phase liquide à -253 °C, les consommations électriques sont encore plus élevées (l’hydrogène n’est pas le méthane). Et enfin les piles à combustible ont des rendements à peu près équivalents à ceux des électrolyseurs, à savoir 2/3. Donc par rapport aux kWh d’origine, le rendement de la chaîne et de (0.67 -0.2)*0.67 = 0.35 théorique car il ne tient pas compte des auxiliaires nécessaires au fonctionnement de l’usine d’électrolyse et du stockage sous pression. Bien évidemment si on utilise l’hydrogène comme carburant à la place de méthane, le rendement est encore plus faible, un moteur thermique ayant un rendement de Carnot d’environ 1/3 contre 2/3 pour la pile à combustible donc pour cet usage le rendement de la chaîne tombe à 18 %. Au final ce n’est pas plus mauvais qu’un combustible fossile (rendement entre 20 et 30 %) mais il faut se poser la question du coût du kWh final. Et donc la valorisation de la tonne de CO2 évitée. Mais cette filière peut présenter 3 avantages :
1 Le stockage de l’électricité sans recourir aux terres rares des batteries chimiques
2) Un meilleure indépendance énergétique surtout en cas de succès dans la relance de la production d’électricité
3) Pour les moteurs thermiques, innocuité des rejets de combustion (vapeur d’eau)
Remarque : Pour faire de l’hydrogène par électrolyse à la Réunion même s’il y a plus de 200 MW de PV installés, il faudra appeler la centrale de Port-Est dont un seul des 12 groupes de 17.4 MW tourne au biocarburant à l’heure actuelle, les 11 autres au fuel. Notons que le biocarburant est considéré comme une source décarbonée.