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DihydrogĂšne

Le dihydrogĂšne est la forme molĂ©culaire de l'Ă©lĂ©ment hydrogĂšne qui existe Ă  l'Ă©tat gazeux aux conditions normales de tempĂ©rature et de pression. La molĂ©cule comporte deux atomes d'hydrogĂšne ; sa formule chimique est H2. Le dihydrogĂšne est Ă©galement appelĂ© « hydrogĂšne molĂ©culaire » ou, Ă  l'Ă©tat gazeux, « gaz (d')hydrogĂšne ». Dans le langage courant, lorsqu'il n'y a pas d'ambiguĂŻtĂ© avec l'Ă©lĂ©ment chimique du mĂȘme nom, il est trĂšs frĂ©quemment dĂ©signĂ© simplement par « hydrogĂšne », et l'on parle parfois simplement de « molĂ©cule d'hydrogĂšne » pour la molĂ©cule de dihydrogĂšne.

DihydrogĂšne
Image illustrative de l’article Dihydrogùne
Identification
Nom UICPA dihydrogĂšne
Synonymes

hydrogĂšne

No CAS 1333-74-0
No ECHA 100.014.187
No CE 215-605-7
PubChem 783
No E E949
SMILES
InChI
Apparence sans odeur, incolore, gaz comprimé[1]
Propriétés chimiques
Formule H2 [IsomĂšres]
Masse molaire[2] 2,015 88 ± 0,000 14 g/mol
H 100 %,
Propriétés physiques
T° fusion −259,1 °C[3]
T° Ă©bullition −252,76 °C[3]
SolubilitĂ© 21,4 ml dans 1 l d'eau
(soit 1,92 mg/l) (0 °C)[4] - [5]
8,5 ml dans 1 l d'eau
(soit 0,76 mg/l) (80 °C)[4]
ParamĂštre de solubilitĂ© ÎŽ 6,9 MPa1/2 (25 °C)[6]
Masse volumique 0,089 88 g/l (gaz, CNTP),

0,070 8 kg/l (liquide, −253 °C),
0,070 6 kg/l (solide, −262 °C)[3]

T° d'auto-inflammation 500 à 571 °C[1]
Point d’éclair gaz inflammable[1]
Limites d’explosivitĂ© dans l’air 4–76 %vol[1]
Pression de vapeur saturante
Point critique 13,0 bar, −239,95 °C[8]
Point triple −259,346 7 °C[9] ;

7,205 kPa abs

ConductivitĂ© thermique 0,180 5 W m−1 K−1 Ă  16,85 °C
Vitesse du son 1 310 m s−1 (27 °C, 1 atm)[10]
Thermochimie
S0gaz, 1 bar 130,68 J K−1 mol−1
ΔfusH° 0,058 68
ΔvapH° 0,90 kJ mol−1 (1 atm, −252,76 °C)[3]
Cp 14 266 J kg−1 K−1 Ă  293 K
PCS 285,8 kJ/mol (25 °C, gaz)[11]
PCI 242,7 kJ/mol (10,82 kJ/l Ă  pression atmosphĂ©rique)[12]
Précautions
SGH[13]
SGH02 : InflammableSGH04 : Gaz sous pression
Danger
H220
SIMDUT[14]
A : Gaz compriméB1 : Gaz inflammable
A, B1,
NFPA 704
gaz :

Symbole NFPA 704.


réfrigéré liquide[15] :

Symbole NFPA 704.

Transport

Inhalation suffocation

Unités du SI et CNTP, sauf indication contraire.

Il fut employĂ© dans les ballons dirigeables de type zeppelin, utilisant les propriĂ©tĂ©s de la poussĂ©e d'ArchimĂšde, avant d'ĂȘtre remplacĂ© par l'hĂ©lium, moins dangereux car non combustible. En 2021, la consommation mondiale d’hydrogĂšne atteint 94 millions de tonnes. La majeure partie de la production de dihydrogĂšne est consommĂ©e sur place, dans l’industrie chimique et pĂ©trochimique principalement : synthĂšse de l'ammoniac (50 %), raffinage et dĂ©sulfuration des hydrocarbures (37 %), synthĂšse du mĂ©thanol (12 %). Elle est rĂ©alisĂ©e Ă  99,9 % Ă  partir d'hydrocarbures (mĂ©thane, pĂ©trole, charbon) et pour 0,04 % par Ă©lectrolyse de l'eau. Cette production s'accompagne en 2021 de l'Ă©mission de 900 millions de tonnes de CO2, soit environ 2 % des Ă©missions mondiales.

C'est un gaz lĂ©ger que la gravitĂ© terrestre ne peut retenir. Il brĂ»le dans l'air en produisant de l'eau, d'oĂč son nom composĂ© par le prĂ©fixe « hydro », du grec ᜕Ύωρ (hudĂŽr) signifiant « eau », et par le suffixe « gĂšne », du grec ÎłÎ”ÎœÎœÎŹÏ‰ / gennĂĄĂŽ, « engendrer ». Il a notamment Ă©tĂ© utilisĂ© pour la conservation de la viande. Le dihydrogĂšne possĂšde une tempĂ©rature de vaporisation de 20,27 K et une tempĂ©rature de fusion de 14,02 K. Sous de trĂšs fortes pressions, comme celles qui existent au centre des gĂ©antes gazeuses, ces molĂ©cules se dissocient et l'hydrogĂšne devient un mĂ©tal liquide. Dans l'espace, les nuages de H2 sont Ă  la base du processus de formation des Ă©toiles.

Historique

Le premier scientifique connu à avoir décrit la production de dihydrogÚne est le Suisse Paracelse (1493-1541). Il fait cette découverte en versant de l'acide sulfurique sur de la poudre de fer, mais ne comprend pas la nature exacte du gaz dégagé au cours de l'expérience.

Le chimiste anglais Henry Cavendish (1731-1810), recommençant les expériences de Paracelse avec plusieurs métaux différents, découvre que le gaz ainsi produit est différent de l'air, est inflammable et a une faible densité. Il appelle ce gaz « air inflammable » (en anglais : inflammable air) et s'aperçoit que sa combustion produit de l'eau. Le dioxygÚne étant lui nommé « air vital ».

Le chimiste français Antoine Lavoisier, ayant confirmĂ© les expĂ©riences de Cavendish, propose le mot hydrogĂšne pour remplacer l'expression « air inflammable ». Ce mot est formĂ© avec le prĂ©fixe hydro (du grec ᜕Ύωρ / hudĂŽr, « eau ») et du suffixe gĂšne (du grec ÎłÎ”ÎœÎœÎŹÏ‰ / gennĂĄĂŽ, « engendrer »). Le mot « hydrogĂšne » signifie donc qui engendre l'eau.

Par la suite, dans le domaine scientifique, le mot « hydrogÚne » sera utilisé pour nommer l'élément chimique H et le mot « dihydrogÚne » sera utilisé pour la molécule H2.

Propriétés chimiques

Test de reconnaissance

Afin de tester la présence de dihydrogÚne, on approche une bûchette enflammée d'un tube à essai contenant du dihydrogÚne. La réaction chimique de combustion du dihydrogÚne avec le dioxygÚne de l'air, amorcée par la source de chaleur, produit un bruit caractéristique appelé « jappement » ou « aboiement ».

Combustion

La combustion du dihydrogĂšne dans le dioxygĂšne, qui produit de l'eau, est 2 H2 (g) + O2 (g) → 2 H2O (l). Elle est particuliĂšrement violente (voir test de reconnaissance) et trĂšs exothermique : son pouvoir calorifique est de 141,86 MJ/kg [ou 141,79 MJ/kg] (Ă  25 °C [ou 15 °C] sous 1 atm), soit une enthalpie de combustion standard, Ă  25 °C, de −285,84 kJ/mol, Ă  100 °C, de −283,45 kJ/mol (H2 gazeux, O2 gazeux, mais H2O liquide, comme pouvoir calorifique supĂ©rieur ou PCS), mais de 120,1 MJ/kg [ou 119,93 MJ/kg], soit une enthalpie de combustion, Ă  100 °C, de −242,8 kJ/mol (H2 gazeux, O2 gazeux, H2O vapeur, comme pouvoir calorifique infĂ©rieur ou PCI, en comptant 40,660 kJ/mol pour la vaporisation de l'eau Ă  100 °C), contre, par exemple, seulement 49,51 MJ/kg pour le butane. Cette propriĂ©tĂ© en fait un carburant de choix pour les engins spatiaux mais rend son stockage dangereux.

La mĂȘme oxydation plus lente est utilisĂ©e pour produire du courant Ă©lectrique dans les piles Ă  combustible.

Formes ortho et para

Le dihydrogĂšne gazeux est un mĂ©lange de deux types de molĂ©cules isomĂ©riques qui diffĂšrent l'une de l'autre par le spin de leurs noyaux atomiques. Ces deux formes sont appelĂ©es ortho- et para-hydrogĂšne, et la forme ortho (spins parallĂšles, Ă©tat triplet) correspond Ă  un Ă©tat excitĂ© qui n'existe pas Ă  l'Ă©tat pur. Dans les conditions normales de tempĂ©rature et de pression, par excitation thermique, l'hydrogĂšne est composĂ© Ă  75 % de la forme ortho et Ă  25 % de la forme para. À 77 K le mĂ©lange Ă  l'Ă©quilibre (atteint spontanĂ©ment en plusieurs jours, mais en quelques heures avec des catalyseurs) est Ă  50 %. À trĂšs basse tempĂ©rature, la forme ortho se transforme entiĂšrement en l'Ă©tat para (spins antiparallĂšles, Ă©tat singulet) avec le temps. Les deux formes ont des niveaux Ă©nergĂ©tiques lĂ©gĂšrement diffĂ©rents et donc des propriĂ©tĂ©s physico-chimiques lĂ©gĂšrement diffĂ©rentes. Par exemple, le point de fusion et le point d'Ă©bullition du para-hydrogĂšne sont environ 0,1 K plus bas que ceux de l'ortho-.

Sources

Le dihydrogĂšne est un gaz trĂšs lĂ©ger. Comme la gravitĂ© terrestre ne peut le retenir, il s'Ă©chappe naturellement de l'atmosphĂšre terrestre. Par consĂ©quent, il n'est prĂ©sent que sous forme de traces (0,5 ppmv) dans l'air. Cette raretĂ© atmosphĂ©rique fait que la totalitĂ© du dihydrogĂšne utilisĂ© est produit industriellement selon divers procĂ©dĂ©s, Ă  partir de molĂ©cules oĂč des atomes d'hydrogĂšne sont chimiquement liĂ©s.

Cependant, il existe quelques contextes gĂ©ologiques oĂč le dihydrogĂšne jaillit naturellement de la Terre[16]. L'on dĂ©signe le dihydrogĂšne Ă©manant de ces zones par le terme hydrogĂšne naturel[17].

HydrogĂšne artificiel

La production d'hydrogÚne fait appel à de nombreux procédés distincts, l'atome d'hydrogÚne formant nombre de molécules (eau, hydrocarbures, sucres, etc.).

En 2021, l'hydrogÚne est produit industriellement par divers procédés[18] :

D'autres procĂ©dĂ©s sont aussi Ă  l'Ă©tude, Ă  partir du craquage ou de l'oxydation partielle, qui a l'avantage d'ĂȘtre exothermique.

MĂ©thode historique de production

Historiquement, au XIXe siĂšcle, le dihydrogĂšne Ă©tait obtenu par Ă©mission de vapeur d'eau (H2O) dans un tonneau rempli de limailles et copeaux de fer[19]. La vapeur d’eau oxydait le mĂ©tal, crĂ©ant d'un cĂŽtĂ© l’oxyde de fer, libĂ©rant du dihydrogĂšne de l'autre. Ce dernier sortait ensuite du tonneau, oĂč il Ă©tait filtrĂ© dans un autre tonneau rempli d’eau, puis stockĂ© directement dans un aĂ©rostat. Ce dispositif permettait Ă  l’armĂ©e de gonfler n’importe oĂč et en quelques heures un ballon d'observation.

Vaporeformage d'hydrocarbures

Production d'hydrogĂšne par vaporeformage.

Le vaporeformage d'hydrocarbures est le procédé qui, au début du XXIe siÚcle, est le plus utilisé au niveau industriel. Son principe repose sur la réaction d'hydrocarbures (méthane
) en présence de vapeur d'eau et de chaleur. La réaction globale s'écrit :

.

Le rendement énergétique est de l'ordre de 40 à 45 % dans certaines installations. En pratique industrielle, il est nécessaire d'accélérer la réaction au moyen de catalyseurs ou de brûleurs. Elle a l'inconvénient de produire du dioxyde de carbone, un gaz à effet de serre.

Des technologies catalytiques, ou plus novatrices telles que les reformeurs Ă  plasma, sont actuellement Ă  l'Ă©tude.

Électrolyse de l'eau

L'électrolyse de l'eau est une technologie qui consiste à faire passer un courant électrique (continu) dans de l'eau (à laquelle on a préalablement ajouté un électrolyte comme la soude caustique) afin d'obtenir la dissociation des molécules d'eau en dihydrogÚne et dioxygÚne.

RĂ©action Ă  l'anode :

2 H2O (l) → O2 (g) + 4 H+ (aq) + 4 e−.

RĂ©action Ă  la cathode :

4 H2O (l) + 4 e− → 2 H2 (g) + 4 HO− (aq).

RĂ©action dans l'eau :

4 H+ (aq) + 4 HO− (aq) → 4 H2O (l).

RĂ©action globale :

2 H2O (l) → 2 H2 (g) + O2 (g)

oĂč (l), (g) et (aq) signifient respectivement « en phase liquide », « en phase gazeuse » et « en solution aqueuse ».

Cette technologie nécessite de grandes quantités d'électricité. Selon l'Ademe en 2020, le rendement de la chaßne hydrogÚne en Power-to-H2-to-Power est de 25 %, tandis que celui des batteries électriques est de 70 %[20]. Elle est donc relativement peu utilisée.

Oxydation partielle d'hydrocarbures

La rĂ©action d'oxydation partielle d'hydrocarbures est une combustion « riche » dans le sens oĂč l'on vise la production d'un gaz riche en dioxygĂšne H2 et monoxyde de carbone CO (gaz de synthĂšse) ; au lieu des produits « classiques » CO2 et H2O.

La réaction s'écrit :

.

La plupart du temps, on utilise l'air comme comburant. On a alors :

.

La rĂ©action est exothermique, elle Ă©met de la chaleur : par exemple, l'enthalpie de la rĂ©action avec le mĂ©thane est de −35,7 kJ/mol.

Tout comme la réaction de vaporeformage, il est nécessaire de catalyser la réaction.

L'intĂ©rĂȘt de la rĂ©action d'oxydation partielle rĂ©side dans son caractĂšre exothermique (contrairement Ă  la rĂ©action de vaporeformage) qui permet d'aider la catalyse (Ă©lĂ©vation de tempĂ©rature).

L'inconvénient majeur réside dans le fait que les pourcentages de H2 sont inférieurs à ceux obtenus par vaporeformage, à cause de la présence majoritaire de l'azote de l'air. De plus, il y a un risque d'obtenir des NOx.

Action d'un acide sur un métal

On produit du dihydrogÚne par action d'un acide sur un métal. Exemple :

.

Action de l'hydroxyde de sodium sur l'aluminium

On peut également produire du dihydrogÚne par la réaction d'hydroxyde de sodium avec de l'aluminium, selon la formule :

.

Production par photosynthÚse (cyanobactéries)

Certaines cyanobactéries peuvent décomposer chimiquement l'eau en oxygÚne et hydrogÚne à l'aide de réactions photosynthétiques. Cela permettrait de produire de l'hydrogÚne à l'aide d'énergie solaire. Des recherches sont en cours dans ce domaine, notamment en génie génétique.

HydrogĂšne naturel

L'hydrogÚne produit sur Terre naturellement, par opposition à l'hydrogÚne produit artificiellement par reformage d'hydrocarbures ou par électrolyse, est dit hydrogÚne naturel, hydrogÚne natif ou hydrogÚne blanc (dénomination commerciale).

La répartition, les capacités de production et les mécanismes physicochimiques de ses sources ou gisements font encore l'objet d'études exploratoires, au début du XXIe siÚcle. Ainsi, en avril 2019, le projet de recherche sen4H2 a été lancé et cofinancé par l'Agence spatiale européenne[21], il vise à détecter les émanations naturelles d'hydrogÚne grùce aux images satellites.

En 2020, le potentiel de production d'hydrogÚne naturel n'est pas quantifié précisément et, dans de nombreux pays, le droit minier ne prend pas en compte l'hydrogÚne. La détection d'hydrogÚne in situ est en effet récente et les outils sont à affiner[22], bien que des détecteurs plus performants aient été mis au point[23].

Sources d'hydrogĂšne naturel

La production de dihydrogĂšne naturel au niveau de dorsales[24] est connue depuis les annĂ©es 1970 et Ă©tudiĂ©e plus rĂ©cemment[25]. Il s'agit de rĂ©actions de serpentinisation (oxydorĂ©duction d'olivine) entre l'eau et les roches magmatiques affleurantes du manteau terrestre, facilitĂ©e par la chaleur de ces rĂ©actions exothermiques[26] : l'oxygĂšne des molĂ©cules H2O capturĂ© par le fer de la roche, les atomes d'hydrogĂšne sont libres de s'associer en H2. Le dihydrogĂšne ainsi produit s'Ă©chappe par des Ă©vents hydrothermaux et peut Ă©ventuellement rĂ©agir Ă  son tour pour former du mĂ©thane, puis des hydrocarbures plus lourds[27]. Sous une grande profondeur d'eau, et souvent loin des continents, ces Ă©manations ne peuvent en 2018 ĂȘtre exploitĂ©es de façon Ă©conomique[28] mais leur Ă©quivalent gĂ©ologique Ă  terre, en l'Islande ou dans la RĂ©publique de Djibouti, sont prometteurs[23].

Des Ă©missions d'hydrogĂšne ont Ă©galement Ă©tĂ© dĂ©couvertes au milieu des cratons continentaux par le gĂ©ologue russe Nicolay Larin, Ă  la suite de son travail Ă  propos de l'hypothĂšse de la Terre hydrurĂ©e[25]. L'IFP Énergies nouvelles a confirmĂ© cette dĂ©couverte en 2013, rapportant des Ă©missions localement importantes, sur la plupart des continents, en Russie, aux États-Unis, au BrĂ©sil, Ă  Oman ou au Mali[29] mais la source de l'hydrogĂšne reste discutĂ©e.

De nombreux phĂ©nomĂšnes, en particulier dus Ă  l'interaction eau/roche, peuvent gĂ©nĂ©rer de l'hydrogĂšne et le dĂ©bat sur le mĂ©canisme prĂ©pondĂ©rant qui pourrait engendrer de grandes accumulations n'est pas encore Ă©tĂ© tranchĂ©. Il pourrait s'agir d'hydratation de fer par de l'eau infiltrĂ©e, celui-ci Ă©tant prĂ©sent dans les ceintures de roches vertes, prĂ©sentes dans les cratons[30] - [31]. Ainsi, au Kansas, prĂšs de Junction City, un gisement a Ă©tĂ© identifiĂ© dans les annĂ©es 1980 et a fait l'objet d'un regain d'intĂ©rĂȘt dans les annĂ©es 2000[22] ; le dihydrogĂšne y serait issu de telles rĂ©actions d'oxydation de fer[32]. En Russie, l'IFPen a estimĂ© en 2010 Ă  plusieurs dizaines de milliers de mĂštres cubes le dĂ©bit quotidien d'une seule dĂ©pression, soit la consommation Ă©quivalente de 500 taxis[28]. Une origine gĂ©ologique ou hydrogĂ©ologique prĂ©vaut Ă©galement pour les dĂ©gagements d'hydrogĂšne Ă©tudiĂ©s au BrĂ©sil, dans certains cercles de fĂ©es situĂ©s dans le bassin de SĂŁo Francisco[33] - [34] - [35]. La radiolyse, sĂ©paration de la molĂ©cule d'eau par la radioactivitĂ© naturelle de la croĂ»te, est aussi une source d'hydrogĂšne, considĂ©rĂ©e par certains comme trĂšs importante sinon prĂ©pondĂ©rante[36].

À YanartaƟ, en Turquie, les « feux millĂ©naires » du Mont ChimĂšre seraient la combustion d'un gaz composĂ© de mĂ©thane (87 %), de dihydrogĂšne (7,5 Ă  11 %) et de diazote (2 Ă  4,9 %), ayant une double origine : la serpentinisation d'une part, un gaz thermogĂ©nique d'autre part. Ils seraient la source originelle de la flamme olympique[37].

Le Mali est, en 2015, le seul pays oĂč l'on exploite l'hydrogĂšne naturel, dans le village de BourakĂ©bougou, Ă  60 kilomĂštres au nord de Bamako[22]. Le gaz proviendrait selon certains d'une « surmaturation du pĂ©trole » vraisemblablement enfoui Ă  proximitĂ©[38], d'autres scientifiques pensent qu'il vient la aussi de l'interaction eau/roche[39]. Ses rĂ©serves sont estimĂ©es Ă  environ 1,5 milliard de mĂštres cubes. La pression dans les puits ne diminue pas, le reversoir se remplit donc en permanence, ce qui permet la durabilitĂ© de cette exploitation[40].

De nombreuses émanation d'hydrogÚne ont été notées au dessus des cratons archéens et protérozoïques, en particulier ceux riches en fer et l'exploration de l'hydrogÚne naturel s'accélÚre dans les pays qui en sont riches comme le Brésil[41]ou l'Australie[42] - [43]

Enjeux

Contrairement Ă  l'hydrogĂšne artificiel, qui nĂ©cessite de l'Ă©nergie pour ĂȘtre produit, ce qui le rĂ©duit Ă  n'ĂȘtre qu'un vecteur d'Ă©nergie, l'hydrogĂšne natif est une vĂ©ritable source d'Ă©nergie[22] - [44] - [45], dont la combustion ne produit que de l'eau. De plus, des coproductions pourraient ĂȘtre possibles avec la gĂ©othermie ou l'extraction d'hĂ©lium, ce qui pourrait aider la filiĂšre Ă  ĂȘtre compĂ©titive[23].

Utilisations industrielles

La consommation mondiale d’hydrogĂšne est aujourd’hui d’environ 100 millions de tonnes par an[18]. La majeure partie de la production de dihydrogĂšne est consommĂ©e sur place, dans l’industrie chimique et pĂ©trochimique principalement : synthĂšse de l'ammoniac (50 %), raffinage et dĂ©sulfuration des hydrocarbures (37 %), synthĂšse du mĂ©thanol (12 %).

Les principales utilisations industrielles du dihydrogĂšne sont :

Certains isotopes de l'hydrogĂšne ont Ă©galement une utilisation industrielle ou technologique particuliĂšre :

Stockage

À ce jour, trois grandes voies de stockage d'hydrogĂšne Ă  bord d'un vĂ©hicule sont envisagĂ©es[47] :

  • stockage sous forme de gaz comprimĂ© ;
  • stockage sous forme liquide Ă  basse tempĂ©rature ;
  • stockage sous forme solide, l'hydrogĂšne Ă©tant alors liĂ© Ă  d'autres composants (par adsorption ou sous la forme d'un composĂ© chimique).

Gaz comprimé

C'est la forme la plus commune de stockage du dihydrogĂšne.

Le stockage gazeux sous forme comprimée (actuellement 350 bars) permet d'atteindre une densité massique satisfaisante avec des réservoirs composites. La densité volumique de stockage reste faible : une pression de 700 bars est inévitable pour rendre la technologie compétitive.

La technologie existe et est couramment utilisée. Son inconvénient réside dans l'énergie nécessaire à la compression et dans la faible efficacité en termes d'encombrement en comparaison aux autres méthodes. Cet encombrement est une des difficultés pour l'utilisation du dihydrogÚne sous forme de gaz comprimé dans les applications automobiles.

Une fois comprimĂ©, la masse volumique du dihydrogĂšne Ă  20 MPa (200 bars) est d'environ 16,8 kg/m3, Ă  35 MPa (350 bars) d'environ 23 kg/m3 et Ă  70 MPa (700 bars) d'environ 38 kg/m3. Cela correspond Ă  une densitĂ© volumique d'Ă©nergie de 767 kWh/m3 (= 2,8 GJ/m3 = 2,8 MJ/l Ă  27 °C et sous 35 MPa), avec toujours une densitĂ© massique d'Ă©nergie de 33,313 9 kWh/kg (= 119,93 MJ/kg = 241,764 kJ/mol de pouvoir calorifique infĂ©rieur ou PCI), mais de 39,405 6 kWh/kg (= 141,86 MJ/kg = 285,973 kJ/mol de pouvoir calorifique supĂ©rieur ou PCS).

Stockage liquide (cryogénique)

Le stockage liquide Ă  20 K (−253 °C) sous 10 bars permet d'atteindre des densitĂ©s volumique et massique intĂ©ressantes mais nĂ©cessite des rĂ©servoirs Ă  l'isolation thermique poussĂ©e afin de minimiser l'Ă©vaporation.

La technologie est existante. Elle a une meilleure efficacitĂ© volumique que le stockage de gaz comprimĂ© (70 kg/m3 contre 10 kg/m3 Ă  115 bars et 0 °C). Cependant, cet avantage est modĂ©rĂ© par le volume relativement important des enceintes isolantes nĂ©cessaires.

D'autre part, il faut une énergie importante pour passer en phase liquide : la liquéfaction consomme 30 à 40 % du contenu énergétique du gaz et la déperdition en utilisation réelle est importante (actuellement 1,25 pour mille par heure[48]), pénalisant fortement le stockage au-delà d'une semaine.

Cette technique est notamment utilisĂ©e dans le domaine spatial oĂč, malgrĂ© le faible dĂ©lai de mise en Ɠuvre, le remplissage est continu jusqu'au dernier moment.

Hydrures métalliques

Le stockage sur des substrats sous forme adsorbée, notamment sur des hydrures métalliques, présente une densité volumique trÚs intéressante mais une densité massique faible. De plus, la cinétique, la température et la pression de cyclage restent des points durs à maßtriser.

Les atomes d'hydrogĂšne sont stockĂ©s dans certains composĂ©s mĂ©talliques. On rĂ©cupĂšre le dihydrogĂšne en chauffant ou en diminuant la pression. Cette technique est aujourd'hui mal maĂźtrisĂ©e. Elle a l'inconvĂ©nient de demander un dihydrogĂšne extrĂȘmement pur afin d'Ă©viter de dĂ©truire la capacitĂ© d'absorption des hydrures. Le chauffage pour rĂ©cupĂ©rer le gaz est Ă©galement un handicap. Ce type de stockage, qui continue de faire l'objet de recherches, est au stade du dĂ©veloppement industriel et certains projets dĂ©monstrateurs[49] sont prĂ©vus, par exemple avec la start-up McPhy qui dĂ©veloppe la technologie d'hydrure de magnĂ©sium (technologie issue du CNRS, institut NEEL).

Capacité de stockage de certains hydrures.

Hydrure Pourcentage massique
de H2 contenu
LaNi5H6,5 1,4
ZnMn2H3,6 1,8
TiFeH2 1,9
Mg2NiH4 3,6
VH2 3,8
MgH2 7,6

Un mĂ©tal trĂšs Ă©tudiĂ© est le palladium qui, sous la forme de son hydrure PdH2, a la capacitĂ© d'absorber une large quantitĂ© d'hydrogĂšne au sein de son rĂ©seau cristallin. À tempĂ©rature ambiante et pression atmosphĂ©rique, le palladium peut absorber jusqu'Ă  900 fois son volume d'hydrogĂšne gaz, le processus Ă©tant rĂ©versible[50].

Stockage par adsorption sur du carbone

L'adsorption sur du carbone permet de stocker en surface de certaines structures de carbone, telles que du charbon actif ou des nanotubes, les molécules de dihydrogÚne. Elle permet de stocker 0,05 à 2 % en masse de dihydrogÚne.

Ce type de stockage est au stade de recherche.

Production et usages

Dans un rapport publiĂ© en , l'Agence internationale de l'Ă©nergie note la polyvalence de l'hydrogĂšne comme vecteur Ă©nergĂ©tique, qui peut ĂȘtre produit Ă  partir de tous les combustibles fossiles, des Ă©nergies renouvelables et du nuclĂ©aire, peut ĂȘtre transportĂ© sous forme gazeuse ou liquide et ĂȘtre transformĂ© en Ă©lectricitĂ© ou en mĂ©thane pour un large Ă©ventail d'usages[51].

Classement par couleurs

Les modes de production de l'hydrogÚne sont distingués par des noms de couleur[52] - [53] - [54], variables selon les pays faute de consensus :

Devant cette absence de consensus, les députés européens pointent la nécessité d'un accord sur une terminologie uniforme afin de, notamment, distinguer clairement l'hydrogÚne renouvelable, l'hydrogÚne à faible teneur en carbone et l'hydrogÚne d'origine fossile[69].

En 2020, le coĂ»t de l'hydrogĂšne gris se situe entre 1 et €/kg contre 4 Ă  €/kg pour de l'hydrogĂšne vert produit de façon industrielle. D'aprĂšs Julien Chauvet, directeur HydrogĂšne France d'Engie Solutions, « le kilo permet de parcourir 100 km, ce qui le met Ă  paritĂ© avec l’essence et s’approche du Diesel pour les vĂ©hicules lĂ©gers »[70].

Production industrielle

L'hydrogÚne est actuellement presque entiÚrement produit à partir de gaz naturel, de pétrole et de charbon.

Pour ses propres besoins, l'industrie produit de l'hydrogĂšne (ex. : en France, plus de 900 000 t/an d'hydrogĂšne, notamment pour la dĂ©sulfuration de carburants pĂ©troliers et pour fabriquer l'ammoniac des engrais nitratĂ©s ; l'hydrogĂšne est alors un intrant chimique et non un vecteur Ă©nergĂ©tique). Le processus industriel le moins cher pour produire cet hydrogĂšne, en 2018, est le reformage d'hydrocarbures, le plus souvent par vaporeformage du gaz naturel (lequel est essentiellement composĂ© de mĂ©thane). À une tempĂ©rature comprise entre 700 °C et 1 100 °C, la vapeur d'eau rĂ©agit avec le mĂ©thane en donnant du monoxyde de carbone et de l'hydrogĂšne. La purification de l'hydrogĂšne Ă©tant plus facile sous forte pression, le reformage est rĂ©alisĂ© sous une pression de vingt bars. Le mĂ©lange hydrogĂšne/monoxyde de carbone est communĂ©ment appelĂ© « gaz de synthĂšse ». Si la rĂ©action est faite en prĂ©sence d'un excĂšs de vapeur d'eau, le monoxyde de carbone est oxydĂ© au niveau d'oxydation supĂ©rieur, conduisant au dioxyde de carbone, ce qui augmente la production d'hydrogĂšne.

La sociĂ©tĂ© Air liquide possĂšde une maĂźtrise particuliĂšre de ce processus. En 2015, elle a mis en service en Arabie saoudite, sur le site de Yanbu, une unitĂ© ayant une capacitĂ© totale de production d'hydrogĂšne de 340 000 m3/h aux CNTP[71].

En 2019, l'Agence australienne d'Ă©nergie renouvelable (en) (ARENA) a aidĂ© Ă  hauteur de 9,41 millions de dollars australiens (8,5 M€) un projet du groupe Hazer (compagnie d'Ă©nergie renouvelable australienne) visant Ă  convertir du biogaz issu de mĂ©thanisation de boues d'Ă©puration en hydrogĂšne et en graphite. Hazer veut construire une usine dĂ©monstratrice de 15,8 millions de dollars US Ă  Munster (Australie de l'Ouest)[72].

FiliÚre hydrogÚne et enjeux pour le développement durable

La production industrielle « traditionnelle » d'hydrogÚne à partir d'hydrocarbures fossiles a un mauvais bilan carbone et est trÚs émettrice de gaz à effet de serre, atteignant 830 millions de tonnes de CO2 par an en 2020, soit environ 2 % des émissions mondiales, comparable à celle du secteur aérien ou du transport maritime[73] et 900 millions de tonnes de CO2 en 2021, soit également 2 %[74]. En France, ces émissions s'élÚvent à presque dix millions de tonnes d'équivalent CO2 par an vers 2015-2017, soit 7,5 % des émissions de gaz à effet de serre de l'industrie française, d'aprÚs l'ADEME[75]. La production d'hydrogÚne à partir d'électricité renouvelable, plus vertueuse, pourrait voir son coût baisser de 30 % d'ici 2030 grùce à l'essor des énergies renouvelables et aux économies d'échelle liées[51].

L'hydrogĂšne est lui-mĂȘme un gaz Ă  effet de serre indirect, de sorte que son utilisation contribue aussi au rĂ©chauffement climatique[76] - [77]. En effet, une petite partie de l'hydrogĂšne utilisĂ© fuit dans l'atmosphĂšre, oĂč il prolonge la durĂ©e de vie du mĂ©thane et contribue Ă  la production d’ozone troposphĂ©rique et de vapeur d'eau, d'autres gaz Ă  effet de serre. Falko Ueckerdt, scientifique principal Ă  l’Institut de recherche de Potsdam sur les effets du changement climatique, estime qu'une tonne d’hydrogĂšne consommĂ©e pourrait laisser Ă©chapper entre 5 et 30 kg de ce gaz[78] - [79] - [80]. En dĂ©pit de ces inconvĂ©nients, le climatologue Didier Hauglustaine, directeur de recherche au laboratoire des sciences du climat et de l'environnement du CNRS, considĂšre que l'Ă©conomie hydrogĂšne reste globalement bĂ©nĂ©fique pour le climat[80]. Pour un taux de fuite compris entre 0 et 3 %, le recours Ă  l'hydrogĂšne vert permet d'Ă©viter 90 Ă  99 % de l'Ă©quivalent CO2 des Ă©missions de gaz Ă  effet de serre[76] - [81].

La filiĂšre hydrogĂšne produit, stocke, promeut et valorise l'hydrogĂšne et la recherche sur l'hydrogĂšne. En 2015, des expĂ©rimentations d'hydrogĂšne vert (dĂ©carbonĂ©) sont en cours, mais ce gaz est encore « majoritairement produit Ă  partir de gaz naturel (fossile) et employĂ© comme composant chimique dans des procĂ©dĂ©s industriels », avec un mauvais bilan carbone et une contribution notable Ă  l'effet de serre. La filiĂšre pourrait nĂ©anmoins ĂȘtre intĂ©ressante pour le dĂ©veloppement durable, car :

  • le dihydrogĂšne peut ĂȘtre fabriquĂ© par Ă©lectrolyse de l'eau de maniĂšre dĂ©carbonĂ©e puis stockĂ©, Ă©ventuellement aprĂšs conversion en gaz (mĂ©thanation), ou injectĂ© dans le rĂ©seau de gaz (6 Ă  20 % en volume selon les conditions). Il peut ainsi valoriser les surplus d'Ă©nergie intermittente (Ă©olien et photovoltaĂŻque principalement)[28], « de l'ordre du terrawatt-heure par an » et jusqu'Ă  plusieurs dizaines de tĂ©rawatts-heures par an d'Ă©lectricitĂ© selon l'ADEME, notamment en cycles inter-saisonniers, si le taux de pĂ©nĂ©tration des Ă©nergies renouvelables dans le mix Ă©lectrique atteint 80 %[82]. Il facilite alors l'Ă©quilibre et la souplesse du rĂ©seau Ă©lectrique et « [apporte] une contribution importante Ă  la transition vers un modĂšle Ă©nergĂ©tique dĂ©carbonĂ© »[83] ;
  • l'hydrogĂšne peut servir Ă  produire localement de l'Ă©lectricitĂ©, au prix d'une perte de rendement ; celui de l'Ă©lectrolyse de l'eau approche 70 %, mais le rendement global d'une production Ă©lectrique Ă  partir de H2 serait d'environ 25 % selon l'Ademe en 2020[20] ;
  • l'hydrogĂšne est compatible avec l'autoconsommation d'un logement, Ăźlot ou quartier, permettant des stockages sur plusieurs jours, semaines ou mois, en complĂ©ment de batteries plus utiles pour le stockage Ă  court terme. Il serait dĂ©jĂ  Ă©conomiquement justifiĂ© dans les zones non interconnectĂ©es au rĂ©seau Ă©lectrique continental (ex. : Ăźles isolĂ©es, collectivitĂ©s française d'outre-mer oĂč la production Ă©lectrique dĂ©pend encore du fioul au coĂ»t Ă©levĂ©, Ă  225 â‚Ź/MWh en moyenne en 2013 selon l'ADEME)[82] ;
  • l'hydrogĂšne peut alimenter certaines flottes de vĂ©hicules professionnels, sans requĂ©rir de rĂ©seau coĂ»teux de plusieurs centaines de stations-service sur tout le territoire. Selon l'Ademe, « le modĂšle Ă©conomique d’une station pour flotte est accessible pour une consommation journaliĂšre supĂ©rieure Ă  80 kg H2/j, pour une commercialisation de l’hydrogĂšne Ă  moins de 10 â‚Ź/kg »[82]. Il a dans ce cas les avantages d'un temps de recharge rapide et d'une grande autonomie[70] ;
  • l'hydrogĂšne peut ĂȘtre utilisĂ© dans la sidĂ©rurgie en remplacement du charbon ou du gaz naturel pour la rĂ©duction du minerai de fer. Recourir Ă  ce procĂ©dĂ© en France consommerait 700 000 tonnes d’hydrogĂšne, mais Ă©viterait l’émission de 22 Mt CO2/an, soit prĂšs de 5 % des Ă©missions du pays, indique l’Association française pour l'hydrogĂšne et les piles Ă  combustible (Afhypac)[70].

En Europe

Le , la Commission europĂ©enne prĂ©sente un programme pour le dĂ©veloppement de l'hydrogĂšne vert, fixant l'objectif que l'hydrogĂšne couvre 12 Ă  14 % des besoins en Ă©nergie d'ici 2050 afin de dĂ©carboner certains secteurs de l'industrie et des transports. Elle compte sur l'hydrogĂšne pour contribuer Ă  la transition Ă©nergĂ©tique et Ă  la rĂ©duction des Ă©missions de gaz Ă  effet de serre[84] - [85]. Son but est de dĂ©velopper la demande et les capacitĂ©s de production d’hydrogĂšne vert par Ă©lectrolyse de l’eau Ă  partir d’énergie renouvelable : un objectif de six gigawatts (GW) est fixĂ© pour 2024, et 40 GW en 2030[86]

En France

L'ADEME envisage un mix électrique à 40 % composé de « renouvelables » en 2035, puis à 60 % et 70 % en 2050 (contre prÚs de 18 % en 2017, alors en majorité de source hydroélectrique)[82].

La filiĂšre cherche Ă  industrialiser ses processus pour diminuer ses coĂ»ts (notamment celui de la pile Ă  combustible). Le dĂ©veloppement d'une « mobilitĂ© hydrogĂšne » est Ă©galement freinĂ© par un nombre encore trĂšs faible de stations de recharge (et de leur capacitĂ© encore faible : 10 Ă  80 kg H2/j Ă  350 bar). L'hydrogĂšne peut amĂ©liorer la puissance du vĂ©hicule, prolonger son autonomie et amĂ©liorer la rapiditĂ© de recharge, par rapport aux batteries[83] - [87].

L'Ademe juge que l'hydrogÚne aura un rÎle important dans la transition énergétique, comme vecteur d'optimisation des réseaux énergétiques, pour stocker l'énergie dans l'autoconsommation solaire ou photovoltaïque, et pour certains véhicules professionnels, à condition de décarboner sa production grùce à une électrolyse utilisant une électricité verte et à la transformation de la biomasse (vaporeformage de biogaz, pyrogazéification de biomasse solide). Le bilan environnemental de la filiÚre dépendra surtout de « la source primaire utilisée pour fabriquer l'hydrogÚne ». L'agence invite à limiter à moins de cent kilomÚtres la distance de transport de l'hydrogÚne entre le point de fabrication et la station de distribution. Les véhicules à batterie restent à privilégier, lorsque c'est possible (autonomie, disponibilité, etc.), compte tenu du meilleur rendement de ce type de stockage, et les économies d'énergie restent une priorité[82]. L'une des pistes de développement (en cours de test en 2018/2019) est l'injection dans le réseau de gaz, en France via deux démonstrateurs : GRHYD et Jupiter 1000, pour lever les verrous techniques qui subsistent encore[83].

En , le gouvernement français mandate l'Ademe pour lancer le « plan national de dĂ©ploiement de l’hydrogĂšne » (ou « plan hydrogĂšne »), afin de donner une impulsion Ă  ce secteur dont le « fort potentiel » est perçu par les acteurs publics. Un an aprĂšs, l'agence publique a rĂ©alisĂ© de multiples appels Ă  projets, dont « ÉcosystĂšmes de mobilitĂ© hydrogĂšne », qui a permis de sĂ©lectionner des projets « sur tous les territoires » et diversifiĂ©s, comme « la livraison du dernier kilomĂštre en milieu urbain, le transport collectif de personnes en bus ou en navette maritime, la location de voitures, la collecte de dĂ©chets, les flottes d'entreprises et de collectivitĂ©s, ou encore l'usage de poids lourds comme vĂ©hicules de chantier ».

Le CEA, promet une nouvelle technologie d'électrolyse industrielle, baptisée rSOC avec un seul métal précieux : l'Indium[88] (un métal utilisé dans les écrans LCD), avec de moindres températures (de 700 °C à 800 °C) et une moindre consommation électrique. Elle est également réversible, permettant de produire de l'hydrogÚne ou de restituer de l'énergie électrique telle une pile à combustible[89].

Fin 2019, Air liquide et Engie s'associent Ă  Durance-Luberon-Verdon AgglomĂ©ration (DLVA) pour produire, stocker et distribuer de l'« hydrogĂšne vert » (dans le cadre du projet « HyGreen Provence » lancĂ© en 2017, visant 1 300 GWh d'Ă©lectricitĂ© solaire et plusieurs milliers de tonnes par an d'hydrogĂšne produit par Ă©lectrolyse. Plusieurs dizaines de milliers de tonnes d'hydrogĂšne renouvelable par an pourraient ĂȘtre produites Ă  terme, stockable dans une cavitĂ© saline locale[90].

La sociĂ©tĂ© française McPhy, qui a dĂ©jĂ  installĂ© 17 MW de capacitĂ© de production d'hydrogĂšne par Ă©lectrolyse sous pression, dont MW chez Audi en Allemagne, annonce en la signature du contrat d'ingĂ©nierie d'un projet de production d'hydrogĂšne vert industriel de 20 MW, le plus gros projet Ă  ce jour en Europe, implantĂ© Ă  Delfzijl aux Pays-Bas d'ici 2022. L'usine produira 3 000 tonnes d'hydrogĂšne par an par Ă©lectrolyse de l'eau au moyen d'Ă©lectricitĂ© Ă©olienne et servira Ă  la fabrication de bioĂ©thanol. Le projet bĂ©nĂ©ficie de 15 millions d'euros de subventions de l'Union europĂ©enne et d'un fonds nĂ©erlandais. Selon McPhy, la bonne Ă©chelle sera de 100 ou 200 MW pour atteindre un prix compĂ©titif dans l'industrie[91].

La loi Énergie Climat de novembre 2019 donne un an au gouvernement pour mettre en place un mĂ©canisme de soutien destinĂ© Ă  « l’hydrogĂšne produit Ă  partir d’énergie renouvelable ou par Ă©lectrolyse de l’eau Ă  l’aide d’électricitĂ© bas-carbone ». Avant 2023, la programmation pluriannuelle de l'Ă©nergie vise l’objectif de dĂ©carboner 10 % de l'hydrogĂšne consommĂ© dans l’industrie, ce qui exige la production de 90 000 tonnes d'hydrogĂšne vert. Le gouvernement lance en un appel Ă  manifestation d’intĂ©rĂȘt, destinĂ© Ă  tester l'appĂ©tence des industriels pour le sujet, qui reçoit plus de 160 projets. Par exemple, H2V Industry dĂ©pose en janvier les demandes de permis de construire pour deux usines de production d’hydrogĂšne dans la zone industrielle de Port-JĂ©rĂŽme, en Normandie, et sur le grand port maritime de Dunkerque Ă  partir d'Ă©lectricitĂ© renouvelable ; si elles parviennent Ă  bĂ©nĂ©ficier d’un mĂ©canisme de soutien, leur mise en service pourrait intervenir en 2023-2024 et elles produiraient 56 000 tonnes d’hydrogĂšne. Les grands acteurs industriels français (Engie, EDF, Air liquide, Vinci, etc.) se sont Ă©galement positionnĂ©s[70].

Le gouvernement Jean Castex annonce en septembre 2020 un plan beaucoup plus ambitieux que celui présenté par Nicolas Hulot en 2018, doté de 100 millions d'euros : le plan 2020 prévoit de consacrer 7,2 milliards d'euros d'ici 2030 à l'hydrogÚne vert ou bas carbone, dont 2 milliards d'euros en 2021 et 2022 dans le cadre du plan de relance. Le gouvernement prévoit de subventionner la production d'hydrogÚne vert par le biais d'appels d'offres, sur le modÚle des renouvelables, et la construction d'usines de piles à combustibles pour les véhicules à hydrogÚne. Des partenariats avec l'Allemagne, qui a dévoilé un plan hydrogÚne à 9 milliards d'euros en juin, sont envisagés afin d'éviter les doublons[92].

Ce plan hydrogĂšne comprend un premier volet de 1,5 milliard d'euros consacrĂ© Ă  la fabrication d'Ă©lectrolyseurs, afin d'en rĂ©duire le coĂ»t en l'amĂ©liorant et en augmentant les volumes, pour une capacitĂ© de 6,5 GW. Le deuxiĂšme volet de prĂšs d'un milliard d'euros sera utilisĂ© d'ici Ă  2023 pour dĂ©velopper une offre de mobilitĂ© lourde Ă  l'hydrogĂšne en rĂ©duisant le coĂ»t et en amĂ©liorant le rendement des piles Ă  combustibles destinĂ©es aux trains, camions, bus et avions, via plusieurs appels Ă  projet (350 millions d'euros pour des dĂ©monstrateurs, 275 millions pour des expĂ©riences territoriales, etc.). Enfin, l'aide Ă  la recherche et l'innovation sera stimulĂ©e, avec une enveloppe portĂ©e Ă  650 millions d'ici Ă  2023. Bruno Le Maire espĂšre que ce plan crĂ©era entre 50 000 et 150 000 emplois directs et indirects[93]. Le gouvernement envisage une coopĂ©ration avec l'Allemagne qualifiĂ©e d'« Airbus de l'Ă©lectrolyse » Ă  l'image de l'« Airbus des batteries ». La France s'est fixĂ© l'objectif de produire 600 000 tonnes par an d'hydrogĂšne vert, Ă  partir d'Ă©lectricitĂ© dĂ©carbonĂ©e, d'origine renouvelable ou nuclĂ©aire. Contrairement Ă  l'Allemagne, Paris ne subventionnera pas, en revanche, la capture du carbone issu de l'hydrogĂšne « gris ». Bruno Le Maire espĂšre voir « Ă©merger une filiĂšre française de l'Ă©lectrolyse » : Ă  cĂŽtĂ© des gĂ©ants comme Air liquide, les start-up sont aussi nombreuses, comme Lhyfe, basĂ©e Ă  Nantes, qui dĂ©veloppe des sites de production d'hydrogĂšne vert pour des industriels et des collectivitĂ©s locales, ou encore McPhy, producteur drĂŽmois d'Ă©lectrolyseurs dont EDF est actionnaire[94].

En Belgique

Une Ă©quipe de la KUL conçoit un prototype de cellule photoĂ©lectrochimique de 1,6 m2 produisant en moyenne 250 litres de dihydrogĂšne par jour Ă  partir de la vapeur d'eau atmosphĂ©rique. Le dispositif convertit 15 % de l'Ă©nergie solaire en dihydrogĂšne et en dioxygĂšne. Cette technologie ne fait pas appel Ă  des mĂ©taux prĂ©cieux ou autres matĂ©riaux coĂ»teux. Avec vingt panneaux, une maison bien isolĂ©e serait autonome en Ă©lectricitĂ© et en chauffage pendant un an[95] - [96].

Colruyt Group (acteur belge important de la distribution) veut dĂ©carboner ses activitĂ©s autant que possible. Un de ses centres logistiques est en 2018 Ă©quipĂ© de 75 Ă©lĂ©vateurs alimentĂ©s Ă  l'hydrogĂšne « dĂ©carbonĂ© » et sa flotte de camion doit ĂȘtre convertie d'ici 2030. Avec un acteur gazier, se prĂ©pare un projet d'installation de 12 Ă  25 MW (extensible) de conversion en hydrogĂšne de l'Ă©lectricitĂ© issue de l'Ă©olien en mer, Ă  Ă©chelle industrielle[97] - [98] - [99].

Au Japon

Fin 2017, le Japon, gros importateur d'Ă©nergie, confirme vouloir devenir chef de file en tant que « sociĂ©tĂ© hydrogĂšne » avec un objectif de « paritĂ© coĂ»t » avec l’essence et le GNL pour la production Ă©lectrique. Comme pour le nuclĂ©aire autrefois, l'hydrogĂšne est prĂ©sentĂ© comme un moyen majeur de dĂ©carboner l'Ă©nergie, mais les projets pilotes donneront leurs conclusions vers 2020[100] - [101]. En 2018, le Japon est en tĂȘte pour la mobilitĂ© hydrogĂšne, avec prĂšs de 2 500 voitures Ă  pile Ă  hydrogĂšne en circulation et plus de cent stations hydrogĂšne (contre 45 en Allemagne, 42 aux États-Unis[102] et une vingtaine en France au mĂȘme moment)[100] - [103]. Le pays vise Ă  diviser par plus de trois le coĂ»t de production avant 2030, puis de 80 % avant 2050. Entre 2013 et 2017, l'État japonais a dĂ©jĂ  investi 1,5 milliard de dollars dans la R&D et le dĂ©veloppement de l’hydrogĂšne[100].

En Californie

En , la Californie compte 7 570 voitures Ă  hydrogĂšne immatriculĂ©es[104] et les 42 stations publiques amĂ©ricaines[102].

En Allemagne

Le gouvernement allemand adopte un plan ambitieux de développement de l'hydrogÚne « vert », doté de 9 milliards d'euros[105].

Dangers, risques et précautions

Le dihydrogĂšne est un gaz classĂ© « extrĂȘmement inflammable ». Il est caractĂ©risĂ© par un domaine d’inflammabilitĂ© trĂšs large (de 4 Ă  75 % du volume dans l’air), provoquant une dĂ©flagration Ă  partir d’un apport d’énergie d’activation trĂšs faible (une Ă©tincelle suffit si elle apporte une Ă©nergie de 0,02 millijoule (mJ) alors qu’il faut 0,29 mJ pour dĂ©clencher une explosion du mĂ©thane). Le dihydrogĂšne mĂ©langĂ© Ă  de l'oxygĂšne dans les proportions stƓchiomĂ©triques est un explosif puissant. Le dihydrogĂšne dans l'air est un mĂ©lange dĂ©tonnant lorsque le rapport volumique H2/air est compris entre 13 et 65 %[106]

L'histoire de son utilisation dans les ballons dirigeables est parsemĂ©e d'accidents graves, dont le plus cĂ©lĂšbre est la catastrophe du Hindenburg. Le zeppelin LS 129, gonflĂ© de 200 000 m3 de dihydrogĂšne (car les États-Unis avaient dĂ©clarĂ© envers l'Allemagne un embargo pour l'hĂ©lium) brĂ»la le Ă  son arrivĂ©e Ă  l'aĂ©rodrome de Lakehurst, prĂšs de New York). Trente-six personnes moururent sur le total de 97 embarquĂ©es. Les mĂ©dias prĂ©sents divulguĂšrent largement les images de la catastrophe, ce qui conduisit Ă  la dĂ©saffection du public pour les ballons. Les enquĂȘtes sur l'origine de l'accident, facilitĂ©es par l'abondance de documents photographiques, n'incriminĂšrent pourtant pas une explosion du dihydrogĂšne, mais une inflammation par contiguĂŻtĂ©, Ă  partir d'un incendie de l'enveloppe (causĂ© probablement par une dĂ©charge d'Ă©lectricitĂ© statique). La composition du revĂȘtement Ă©tanche de l'enveloppe (butyrates et aluminium) aurait favorisĂ© une violente rĂ©action aluminothermique. L'accident aurait toutefois Ă©tĂ© beaucoup moins violent si le ballon avait Ă©tĂ© gonflĂ© Ă  l'hĂ©lium[47].

Le remplacement du dihydrogÚne par l'hélium (beaucoup plus coûteux et plus dense) ne produisit pas le regain de faveur attendu. La peur de l'hydrogÚne resta ; le « syndrome Hindenburg » a probablement injustement pénalisé la filiÚre[47].

Le dihydrogĂšne rĂ©agit encore plus violemment avec le dichlore pour former de l'acide chlorhydrique (HCl), mĂȘme sans activation, et avec le difluor pour former de l'acide fluorhydrique (HF), composĂ©s dangereux, mĂȘme aux tempĂ©ratures oĂč l'hydrogĂšne est liquide et le fluor solide, cette derniĂšre rĂ©action Ă©tant la rĂ©action chimique la plus exothermique qui soit.

Agressivité à l'égard des matériaux

L'hydrogÚne corrode de nombreux systÚmes d'alliages en les fragilisant[107]. Ceci peut conduire à des défaillances catastrophiques, par exemple de piles à combustible ou de certains processus catalytiques. C'est un problÚme grave pour les industries qui produisent ou utilisent de l'hydrogÚne. C'est encore un frein à la production, au transport, au stockage et à un large usage de ce produit[107].

La science des matériaux recherche des matériaux plus résistants à la fragilisation par l'hydrogÚne, mais ce travail est rendu difficile par la difficulté de mesurer ou d'observer l'hydrogÚne de maniÚre expérimentale et à l'échelle atomique[107]. Chen et al. ont observé en 2017 la répartition tridimensionnelle précise des atomes d'hydrogÚne dans un acier ferritique au moyen d'une sonde atomique tomographique fondée sur le deutérium, le transfert cryogénique et des algorithmes d'analyse de données[108] - [107] - [109] - [110].

Toxicité, écotoxicité

TrĂšs peu d'Ă©tudes semblent avoir Ă©tĂ© menĂ©es Ă  ces sujets, probablement parce que les organismes vivants ne sont pas supposĂ©s ĂȘtre dans la nature exposĂ©s Ă  de l'hydrogĂšne gazeux. En effet, ce gaz Ă©tant trĂšs lĂ©ger, il se disperse rapidement vers les trĂšs hautes couches de l'atmosphĂšre.

En matiĂšre de toxicitĂ© pour l'homme, l'hydrogĂšne peut ĂȘtre absorbĂ© dans l’organisme par inhalation. En milieu industriel ou en prĂ©sence d'une fuite importante, une concentration nocive de ce gaz (sans odeur) dans l'air peut ĂȘtre rapidement atteinte (et former aussi un mĂ©lange explosif avec l'air, l'oxygĂšne, les halogĂšnes et tout oxydant puissant, surtout en prĂ©sence d'un catalyseur mĂ©tallique comme le nickel ou le platine)[111]. À concentration Ă©levĂ©e, l'hydrogĂšne expose Ă  une aggravation de problĂšmes pulmonaires prĂ©existant et Ă  une anoxie, avec alors des « symptĂŽmes tels que maux de tĂȘte, bourdonnements dans les oreilles, vertiges, somnolence, perte de conscience, nausĂ©e, vomissements et dĂ©pression de tous les sens » et une peau pouvant prendre une teinte bleutĂ©e, avant asphyxie si l'exposition se prolonge[111].

L'hydrogÚne n'est pas à ce jour (2019) connu comme étant source de mutagénicité, d'embryotoxicité, de tératogénicité ni de toxicité pour la reproduction[111].

Stockage fixe ou mobile

Les normes de sécurité sont renforcées pour répondre aux risques posés par le passage dans les tunnels et le stationnement dans les garages ou parkings souterrains.

La rĂ©glementation mondiale sur les vĂ©hicules s’élabore sous l’égide de l'ONU Ă  partir des propositions des industriels, mais en ce qui concerne le dihydrogĂšne, les constructeurs japonais, amĂ©ricains et europĂ©ens ne s’accordent pas. La Commission europĂ©enne pourrait dĂ©cider d’une rĂ©glementation communautaire provisoire.

En France, l’INERIS et le CEA travaillent avec l’Organisation internationale de normalisation (ISO) dans un comitĂ© technique nommĂ© TC 197 sur le risque dihydrogĂšne. Un projet europĂ©en Hysafe traite aussi de la question, oĂč l’INERIS a critiquĂ© le projet de rĂšglement en suggĂ©rant une approche plus globale et systĂ©mique et non par composant pour l’homologation des vĂ©hicules hybrides. En 2015, le MEDDE a prĂ©parĂ© une mise Ă  jour des rĂšglements pour les stations-service et les flottes de vĂ©hicules fonctionnant Ă  l'hydrogĂšne[112].

Risque pour la couche d'ozone

Une libération massive du gaz hydrogÚne a fait évoquer l'hypothÚse d'un risque pour la couche d'ozone[113] - [114].

Mesures de sûreté

Les points suivants sont notables :

  • l'hydrogĂšne n'est pas intrinsĂšquement toxique ;
  • il est huit fois plus lĂ©ger que le mĂ©thane. Sa molĂ©cule, trĂšs petite, lui confĂšre un haut coefficient de diffusion dans l'air (quatre fois supĂ©rieur Ă  celui du mĂ©thane) ; en milieu non confinĂ©, l'hydrogĂšne tend donc Ă  monter, et Ă  vite se diluer dans l'air (c'est un facteur de sĂ©curitĂ© en plein air, et un facteur de dangerositĂ© dans les lieux confinĂ©s) ;
  • c'est l'espĂšce chimique la plus Ă©nergĂ©tique par unitĂ© de masse (120 kJ/g) ; mais par unitĂ© de volume de gaz, l'Ă©nergie explosive thĂ©orique est 3,5 fois plus faible pour l'hydrogĂšne que pour le gaz naturel ;
  • sa limite infĂ©rieure d'inflammation est de 4 % en volume, comparable Ă  celle du gaz naturel (5 % en volume) ; mais sa limite supĂ©rieure d'inflammation est nettement plus Ă©levĂ©e (75 % contre 15 %) ; cela signifie qu'en cas de fuite, l'hydrogĂšne s'enflammera beaucoup plus facilement que le gaz naturel ou les combustibles liquides ;
  • l'Ă©nergie nĂ©cessaire pour l'enflammer Ă  la stƓchiomĂ©trie est Ă©galement nettement plus faible (environ dix fois) que le gaz naturel ou le propane ;
  • la flamme d'hydrogĂšne, bleu pĂąle, est presque invisible le jour (risque pour les secours) ;
  • la flamme d'hydrogĂšne se propage environ sept fois plus vite que celle du gaz naturel et le risque de dĂ©tonation (explosion avec effet de souffle trĂšs important) est aggravĂ© par son haut coefficient de diffusivitĂ©.

L'inflammabilitĂ© peut en outre ĂȘtre rĂ©duite en diluant le dihydrogĂšne dans de l'hĂ©lium, mĂȘme Ă  trĂšs haute tempĂ©rature[115] - [116].

Référence ONU pour le transport de matiÚres dangereuses

  • Nom (français) : HydrogĂšne comprimĂ©
    • Classe : 2
    • numĂ©ro : 1049
  • Nom (français) : HydrogĂšne liquide rĂ©frigĂ©rĂ©
    • Classe : 2
    • numĂ©ro : 1966
  • Nom (français) : HydrogĂšne dans un dispositif de stockage Ă  hydrure mĂ©tallique
    • Classe : 2
    • numĂ©ro : 3468

Notes et références

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Voir aussi

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Articles connexes

Liens externes

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