Etude Hydrogène : analyse des potentiels industriels et ... · BP 90 406 | 49004 Angers Cedex 01 . Numéro de contrat : 19MAR000884 . Étude réalisée pour le compte de l'ADEME

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Hydrogène : analyse des potentiels industriels et économiques en France

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ADEME. 2019. Hydrogène : analyse des potentiels industriels et économiques en France. 159 pages.

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Étude réalisée pour le compte de l'ADEME par : Alexis Gazzo et Perrine Theillard, EY Coordination technique - ADEME : DEVRIES Valentin Direction/Service : DETI

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Hydrogène : analyse des potentiels industriels et économiques en France | 3 |

SOMMAIRE Table des matières .............................................................................................................. 3

Table des figures ................................................................................................................. 4

Table des tableaux .............................................................................................................. 5

Axe 1 – Analyse des marchés internationaux de l’hydrogène ......................................... 7

L’hydrogène renouvelable ou bas carbone suscite de plus en plus d’intérêt, aussi bien pour les industriels, en quête de décarbonation, que pour toute la société, comme vecteur énergétique à la place des énergies fossiles .................................................................................. 7 La production d’hydrogène reste très carbonée, mais certaines techniques de production d’hydrogène renouvelable ou bas carbone entrevoient enfin leur maturité commerciale ........ 7 L’hydrogène est historiquement indispensable à plusieurs industries, et un levier grâce auquel ces dernières pourront réduire l’intensité-carbone de leurs activités ......................................... 9 L’hydrogène comme futur vecteur de mobilité bas-carbone ...................................................... 12 Les applications énergétiques potentielles de l’hydrogène ....................................................... 14 La demande mondiale en hydrogène devrait connaitre une forte croissance .......................... 18

Panorama des mécanismes de soutiens publics ......................................................................... 25

Axe 2 – Analyse des acteurs en présence et de la chaîne de valeur ..............................36

La chaîne de valeur de l’hydrogène ................................................................................................... 36 Cartographie mondiale des acteurs présents dans l’hydrogène ....................................................... 38 Enjeux, barrières et leviers relatifs à chaque maillon ........................................................................ 44 Investissements industriels déjà identifiés dans le monde (en cours ou à venir) .............................. 49

Axe 3 – Potentiel industriel et retombées pour la France................................................56

Capacités industrielles et compétitivité potentielle des solutions françaises face aux solutions et pays concurrents ......................................................................................................................... 56 Traduction en termes d’emplois et de valeur ajoutée sur le territoire français ........................ 85

Annexes ..............................................................................................................................92

Axe 1 - Analyse détaillée du contexte relatif à l’hydrogène par pays ................................................ 92 Axe 2 - Caractérisation des principaux maillons de la chaine de valeur ................................. 111 Axe 3 - Matrice de notation des maillons de la chaine de valeur.............................................. 120

Axe 3 - Analyse détaillée des acteurs français et principaux concurrents internationaux par maillon 121 Méthode d’estimation des emplois et de la valeur ajoutée générée ........................................ 141

Bibliographie .................................................................................................................................. 151 Liste des acronymes utilisés ........................................................................................................ 154 Liste d’entretiens réalisés ............................................................................................................. 156


Table des figures FIGURE 1. SOURCES D'ENERGIE PRIMAIRE POUR LA PRODUCTION DE H2 DANS LE MONDE (2018) ..................... 7 FIGURE 2. ANALYSE DES BESOINS ET LEVIERS D’UTILISATION D’HYDROGENE VERT DANS L’INDUSTRIE EN

EUROPE ............................................................................................................................................................. FIGURE 3. CONSOMMATION MONDIALE D'HYDROGENE SELON LES SECTEURS (MT H2) ........................................ FIGURE 4. CARACTERISTIQUES DES PRINCIPALES INDUSTRIES CONSOMMATRICES D’HYDROGENE........................ FIGURE 5. SEGMENTATION DU SECTEUR DES TRANSPORTS ILLUSTRANT LA CONSOMMATION D’ENERGIE ET

PART DE MARCHE DES VEHICULES HYDROGENE DANS CHAQUE CATEGORIE. ................................................. FIGURE 6. ANALYSE COMPAREE DES VEB ET VEH A PAC ....................................................................................... 14 FIGURE 7. HORIZON DE DEPLOIEMENT COMMERCIAL DE L’HYDROGENE POUR DIFFERENTES APPLICATIONS DE

MOBILITE. ...................................................................................................................................................... 16 FIGURE 8. EVOLUTION DU NOMBRE DE VEHICULES ALIMENTES A L'HYDROGENE DANS LE MONDE. ................. 17 FIGURE 9. COUT GLOBAL DE POSSESSION SELON LE TYPE DE MOTORISATION ET L'AUTONOMIE DU VEHICULE. 18 FIGURE 10. PRODUCTION D'HYDROGENE EN MILLIONS DE TONNES (2016) ........................................................ 19 FIGURE 11. DEMANDE MONDIALE EN HYDROGENE PUR, PAR APPLICATION, EN MILLIONS DE TONNES, D’APRES

L’HYDROGEN COUNCIL .................................................................................................................................. 20 FIGURE 12. COMPARAISON DES PROJECTIONS DE DEMANDE EN HYDROGENE PROVENANT DE DIFFERENTES

ETUDES .......................................................................................................................................................... 20 FIGURE 13. COUTS DE PRODUCTION DE L’HYDROGENE POUR DIFFERENTES TECHNOLOGIES EN 2030 (USD/KG

H2) ................................................................................................................................................................. 23 FIGURE 14. COUT TOTAL DU SYSTEME D'ELECTROLYSE (CAPEX INCLUANT LES COUTS D'ALIMENTATION EN

ENERGIE ET LES COUTS D'INSTALLATION EN EUR/KWH) .............................................................................. 24 FIGURE 14: CHAINE DE VALEUR DE L'HYDROGENE ............................................................................................... 36 FIGURE 15 : REPARTITION DES INVESTISSEMENTS INDUSTRIELS IDENTIFIES ET DONT LES MONTANTS SONT

CONNUS PAR PAYS ET PAR MAILLON ............................................................................................................ 49 FIGURE 16 : EVOLUTION DES CAPACITES DES PROJETS DE MOBILITE HYDROGENE RECENSES DANS LE MONDE 55 FIGURE 17 : EVOLUTION DES TECHNOLOGIES UTILISEES ET CAPACITES DE PROJETS D’ELECTROLYSE RECENSES

DANS LE MONDE ........................................................................................................................................... 55 FIGURE 18 : MATRICE D’ANALYSE DES SOUS-MAILLONS LES PLUS PROMETTEURS POUR L’INDUSTRIE FRANÇAISE

...................................................................................................................................................................... 58 FIGURE 19 : ESTIMATION DES ETP GENERES A L’HORIZON 2030 EN FRANCE, DIRECTS ET INDIRECTS, PAR LE

DEVELOPPEMENT D’UNE SELECTION DE MAILLONS DE LA FILIERE HYDROGENE (HYPOTHESE BASSE, A GAUCHE, ET HYPOTHESE HAUTE, A DROITE) ................................................................................................ 90

FIGURE 20 : ESTIMATION DE LA VALEUR AJOUTEE GENEREE A L’HORIZON 2030 EN FRANCE PAR LE DEVELOPPEMENT D’UNE SELECTION DE MAILLONS DE LA FILIERE HYDROGENE (HYPOTHESE BASSE, A GAUCHE, ET HYPOTHESE HAUTE, A DROITE) ................................................................................................ 91


Table des tableaux TABLEAU 1 : TYPOLOGIE DES MECANISMES DE SOUTIEN PUBLIC A L’HYDROGENE 26 TABLEAU 2 : SYNTHÈSE DES PRINCIPAUX CADRES DE SOUTIEN À L’HYDROGÈNE MIS EN PLACE DANS LES PAYS

ÉTUDIÉS 33 TABLEAU 3 : CARTOGRAPHIE INTERNATIONALE DES ACTEURS DE LA CHAINE DE VALEUR DE L’HYDROGENE 40 TABLEAU 4: ENJEUX, BARRIERES A FAIRE TOMBER ET LEVIERS A DEVELOPPER DES PRINCIPAUX MAILLONS 48 TABLEAU 5: RECENSEMENT DES PRINCIPAUX INVESTISSEMENTS INDUSTRIELS DANS LE DOMAINE DE

L’HYDROGENE DANS LE MONDE (EN COURS OU A VENIR) 54 TABLEAU 7 : ANALYSE DES ECARTS ENTRE LES COMPETENCES ACTUELLES ET LES COMPETENCES REQUISES

POUR DEVELOPPER LA FILIERE HYDROGENE 88 TABLEAU 8 : RECENSEMENT DE NOUVEAUX METIERS AMENES A SE DEVELOPPER EN LIEN AVEC LA FILIERE

HYDROGENE 89 TABLEAU 9: PRINCIPAUX ACTEURS, PAR CHIFFRE D’AFFAIRES, DU SOUS-MAILLON "PRODUCTION -

DEVELOPPEMENT DE SITES, EXPLOITATION ET MAINTENANCE" 111 TABLEAU 10: PRINCIPAUX ACTEURS, PAR CHIFFRE D'AFFAIRES, DU SOUS-MAILLON “PRODUCTION –

FABRICATION D’EQUIPEMENTS” 112 TABLEAU 11: PRINCIPAUX ACTEURS, PAR CHIFFRE D'AFFAIRES, DU SOUS-MAILLON "CONDITIONNEMENT -

COMPRESSION" 113 TABLEAU 12: PRINCIPAUX ACTEURS, PAR CHIFFRE D'AFFAIRES, DU SOUS-MAILLON “CONDITIONNEMENT –

STOCKAGE” 114 TABLEAU 13: PRINCIPAUX ACTEURS, PAR CHIFFRE D'AFFAIRES, DU SOUS-MAILLON "CONDITIONNEMENT -

TRANSPORT" 115 TABLEAU 14: PRINCIPAUX ACTEURS, PAR CHIFFRE D'AFFAIRES, DU SOUS-MAILLON “UTILISATION – VEHICULES”

117 TABLEAU 15: PRINCIPAUX ACTEURS, PAR CHIFFRE D'AFFAIRES, DU SOUS-MAILLON “UTILISATION – STATIONS”

118 TABLEAU 16: PRINCIPAUX ACTEURS, PAR CHIFFRE D'AFFAIRES, DU SOUS-MAILLON “UTILISATION – INDUSTRIE”

119


RÉSUMÉ

Poussé par la récente maturité technologique de la filière et les politiques de déploiement de ce vecteur d’énergie, l’hydrogène est identifié comme un levier majeur de la décarbonation de secteurs essentiels tels que l’industrie et la mobilité lourde. Moyennant le développement d’hydrogène bas carbone et renouvelable, les besoins en hydrogène devraient remarquablement augmenter pour répondre aux enjeux climatiques, notamment dans le secteur de la métallurgie, de l’industrie chimique et des transports collectifs. Fort de ce constat, la France peut tirer profit de ce marché émergent, à condition d’initiatives de structuration et de soutien de la filière nationale.

Bien que le secteur ne soit qu’au début de son déploiement, la concurrence internationale est déjà bien établie. Des différents maillons, il ressort que les solutions françaises sont présentes sur la plupart des composants clés, mais la concurrence reste particulièrement forte sur les piles à combustible et les électrolyseurs notamment. Les entretiens conduits auprès des professionnels de la filière corroborent ce constat en faisant état d’un enjeu important sur des segments stratégiques : matériaux et composants pour les piles à combustible et réservoirs, équipements liés à la production d’hydrogène, équipements spécialisés pour le transport et la distribution de l’hydrogène. Sur ces segments, la France a un rôle à jouer et les enjeux en termes d’emploi sont de taille, non seulement -pour leur création mais aussi leur maintien face à la délocalisation et à des besoins changeants. Les emplois qui seront créés par l’économie de l’hydrogène sont en partie déjà existants. L’enjeu se situera donc dans la rapidité de la mise à niveau des savoir-faire et l’adaptation des chaînes de valeur pour tenir compte des propriétés de ce nouveau paradigme en accélération.

En se reposant sur des hypothèses de marché relativement optimistes en termes de captation de valeur par les industriels français, ce sont entre 58 000 et 107 000 emplois qui seraient générés à horizon 2030 pour la filière. De plus, le développement de l’hydrogène a un rôle déterminant sur le maintien de l’emploi dans des filières devant se réinventer pour être en cohérence avec les objectifs de réduction drastique des émissions de gaz à effet de serre : l’industrie automobile, ferroviaire, métallurgique, de la chimie, etc.


Axe 1 – Analyse des marchés internationaux de l’hydrogène L’hydrogène renouvelable ou bas carbone suscite de plus en plus d’intérêt, aussi bien pour les industriels, en quête de décarbonation, que pour toute la société, comme vecteur énergétique à la place des énergies fossiles

Au début du XXème siècle, la demande en hydrogène comme matière première dans divers procédés industriels a entrainé le développement du reformage du méthane à la vapeur, également appelé vaporeformage. Cette technologie de production a offert de l'hydrogène fortement carboné mais bon marché à une époque où les émissions de CO2 n’étaient pas perçues comme un enjeu majeur. Depuis le début du XXIème siècle, les considérations environnementales internationales et les règlementations inhérentes amènent les industriels à envisager un approvisionnement en hydrogène renouvelable ou bas carbone, via des techniques de production détaillées ci-après.

Parallèlement, et suivant les mêmes considérations écologiques, les pouvoirs publics réfléchissent au remplacement de nos vecteurs énergétiques historiques, les énergies fossiles (pétrole, gaz naturel, charbon). A ce titre, l’hydrogène suscite un intérêt croissant, car cette molécule peut renfermer autant d’énergie que les énergies fossiles, faiblement émettrices de particules, tout en étant, sous certaines conditions, bas carbone.

C’est pourquoi l’hydrogène renouvelable ou bas carbone occupe aujourd’hui une partie essentielle des débats internationaux sur la transition climatique.

La production d’hydrogène reste très carbonée, mais certaines techniques de production d’hydrogène renouvelable ou bas carbone entrevoient enfin leur maturité commerciale

Le vaporeformage, technique de production basée sur les énergies fossiles, est la technique de production la plus courante au niveau mondial Le chemin vers la décarbonation de la production d’hydrogène pur reste long, comme le présente le graphique ci-dessous, synthétisant les parts de marché des diverses techniques de production :

Figure 1. Sources d'énergie primaire pour la production de H2 dans le monde (2018)

Source : EY d’après AIE 2019, Hydrogen Council La quasi-totalité de l’hydrogène pur produit aujourd’hui provient ainsi de la décomposition d'hydrocarbures. L’hydrogène à destination industrielle est ainsi produit quasi-intégralement par

75%

1%

23%

<1%

Gaz naturel Hydrocarbures Charbon Electrolyse

69 Mt

Reformage – H2 provenant

d’énergies fossiles

Électrolyse - H2 provenant éventuellement d'énergies renouvelables


extraction à partir de gaz naturel sous l’action de vapeur d’eau surchauffée. On parle de vaporeformage de gaz naturel. En présence de vapeur d'eau surchauffée, les atomes de carbone du méthane (CH4) se dissocient. Après deux réactions successives, ils se reforment séparément pour obtenir, d'un côté, de l’hydrogène (H2) et de l'autre, du dioxyde de carbone (CO2). Cette technique est actuellement le procédé le plus économique pour obtenir de l’hydrogène, à un coût variant entre 1,5 à 2,5 euros/kg d’H2. Cependant, ce procédé génère environ 10 kg de CO2 par kg d’H2. La production d’hydrogène serait ainsi responsable de 1 à 2 % des émissions totales françaises de CO2.

Les considérations écologiques permettent le développement et la commercialisation de techniques de production d’hydrogène vert, dont l’électrolyse Les contraintes environnementales, associées au développement des nouveaux usages de l’hydrogène-énergie, requièrent un hydrogène moins émetteur de GES et ouvrent ainsi de vastes perspectives au développement d’une filière de production renouvelable ou bas-carbone. Parmi ces techniques, l’électrolyse est aujourd’hui la plus prometteuse, même si la part qu’elle représente dans la production mondiale d’hydrogène pur reste aujourd’hui encore largement minoritaire (autour de 1 %). Cette technique repose sur le principe suivant : à l'aide d'un courant électrique, l'eau (H2O) est décomposée en dioxygène (O2) et en hydrogène (H2). Ce processus permet d’obtenir de l’hydrogène dit « renouvelable » lorsqu’il exploite une électricité d’origine renouvelable, ou bas carbone lorsqu’il exploite une électricité au contenu très peu carboné. Ceci rend l’électrolyse très intéressante du point de vue environnemental, mais elle reste encore peu compétitive face à la production d’hydrogène à partir de sources fossiles. L’hydrogène ainsi produit reviendrait en effet entre 4 et 12 €/kg d’H2, la projection minimale, aujourd’hui optimiste, pouvant être atteinte avec un prix de l’électricité à 70 €/MWhe, un rendement de l’électrolyseur de 80 %, un coût de CAPEX de 1000 €/kW et une durée annuelle de fonctionnement supérieure à 5500 heures1.

La compétitivité de l’électrolyse, technique fortement consommatrice d’électricité, est notamment dépendante de la baisse progressive du coût de l’électricité, et sera donc particulièrement corrélée à la croissance des énergies renouvelables. Cette technique de production d’hydrogène pur permettrait également de contrebalancer une des principales imperfections des énergies renouvelables : leur intermittence. Cependant, même si l’excédent d’électricité provenant de sources renouvelables variables présente des coûts peu élevés, le nombre d’heures pendant lesquelles cet excédent est généré reste à l’heure actuelle généralement faible2. L’essor dans les prochaines années de l’électrolyse pourra également dépendre des soutiens publics accordés à la filière, pouvant jouer sur la rapidité de réduction des coûts de production.

D’autres techniques de production peu carbonées existent, telles que le processus de gazéification de biomasse. La biomasse, brûlée dans un réacteur à très haute température (entre 1 200 et 1 500°C) dégage différents gaz qui vont ensuite se séparer et se reformer pour obtenir, d'un côté de l’hydrogène (H2) et de l'autre du monoxyde de carbone (CO). Cette technique reviendrait en moyenne à 3 €/kg d’H2.

De nombreuses autres techniques de production d’hydrogène pur sont en cours de développement, telles que la thermolyse de biomasse, la photoélectrocatalyse, ou la gazéification d’eau supercritique. Cependant, aucune de ces techniques n’est proche à court-terme de rattraper le niveau de maturité commerciale dont disposent les électrolyseurs.

1 France Stratégie 2014 2 AIE - The Future of Hydrogen - Juin 2019


L’hydrogène est historiquement indispensable à plusieurs industries, et un levier grâce auquel ces dernières pourront réduire l’intensité-carbone de leurs activités

Les secteurs industriels consommant de l’hydrogène présentent des profils très variés L’hydrogène est aujourd’hui consommé par de nombreux secteurs industriels, tels que les raffineries, la production d’ammoniac ou de méthanol, ou la métallurgie. Chaque segment industriel a son utilisation propre de l’hydrogène, avec des besoins en volume plus ou moins importants, des stratégies d’approvisionnement variées, et une sensibilité au prix de l’hydrogène plus ou moins forte. Les secteurs les plus consommateurs sont perçus comme étant les plus réticents à passer à de l’hydrogène renouvelable ou bas carbone, étant donné l’importance du coût de l’hydrogène dans leurs comptes de résultat et la faible taxation (prix de marché des quotas de crédits EU ETS faible, exemption pour usage en matière première,…), qui n’est pas de nature à les inciter à se tourner vers de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone, puisque cela engendrerait dans la plupart des cas un surcoût supérieur aux gains associés aux ventes de crédits d’émissions. Ce phénomène est renforcé par le fait que ces quotas d’émission sont aujourd’hui accordés en grande partie gratuitement aux principaux consommateurs d’hydrogène (cf. analyse page suivante), au titre de l’exposition de ces secteurs à un risque important de fuite de carbone.


Source : Analyses EY d’après AIE, The Future of Hydrogen, Juin 2019

Ammoniac Méthanol Raffinage pétrolier Chimie Huiles Verrerie Semi-

conducteurs Chimie fine Métallurgie

Exemples d’acteurs

Besoins en volume

Source d’hydrogène Fourchette de prix

Propension à passer à l’hydrogène vert

Production sur site ou pipeline




Production sur site ou livraison





1-2 €/kgH2 1-2 €/kgH2 1-2 €/kgH2 2-3 €/kgH2 5-6 €/kgH2* 5-6 €/kgH2* 5-6 €/kgH2* 6-7 €/kgH2* 6-7 €/kgH2*

Pas d’incitations fortes (prix du CO2

insuffisant dans l'EU ETS)

Pas d’incitations fortes (90 % des

quotas gratuits de l’EU ETS)

Driver économique (production sur

site versus SMR + livraison)

? Pas d’incitations

fortes (prix du CO2 insuffisant et 95% des quotas gratuits

dans l'EU ETS)

? Pas d’incitations

fortes (prix du CO2 insuffisant et 95 % des quotas gratuits

dans l'EU ETS)

Driver économique (production sur site

versus SMR + livraison)

95% des quotas gratuits dans l’EU

ETS







95% des quotas gratuits dans l’EU

ETS

*Dépend de manière significative des volumes et de la localisation >1,000 Nm3/h (= ~80kg/h) >100 Nm3/h (= ~8kg/h) Consommation moyenne d’hydrogène par usine : >10,000 Nm3/h (= ~800kg/h)

Figure 2. Analyse des besoins et leviers d’utilisation d’hydrogène vert dans l’industrie en Europe


Les secteurs industriels les plus consommateurs d’hydrogène sont le raffinage ainsi que les productions d’ammoniac et de méthanol. Dans les applications industrielles sont distingués l’hydrogène pur et en mélange (avec d’autres gaz, tels que le méthane ou le monoxyde de carbone). Dans chaque secteur industriel, le rôle de l’hydrogène est différent, il peut avoir le rôle d’agent purifiant comme de matière première.

Le marché de l’hydrogène pour applications industrielles est donc dominé par 3 secteurs majeurs (raffinage, ammoniac, méthanol) qui consomment de l’hydrogène acheté entre 1 et 2 €/ kg. Selon l’analyse prospective de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE), ces 3 secteurs majeurs de la consommation d’hydrogène au niveau industriel resteront les principaux dans le futur. Tous trois offrent plusieurs opportunités pour l’hydrogène produit par électrolyse.

Autres (chaleur, …)DRI

MéthanolAutres

TransportAmmoniacRaffinage

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Hydrogène pur

Hydrogène en mélange

Ammoniac, méthanol et chimie Raffinage Métallurgie

Demande d’hydrogène en 2030

Demande sur le long terme

Opportunités

Challenges

Rôle de l’hydrogène

Purification du pétrole brut Production de biocarburants et de sables bitumineux

Augmentation totale de 7 % avec les politiques actuelles. AIE, 2019 Stimulée par des réglementations plus strictes sur les polluants mais ralentie par une baisse de la croissance de la demande en pétrole.

Très dépendant de la demande pétrolière future Source importante de demande en 2050

Rajouter dans la production d’hydrogène à base de gaz naturel ou de charbon des techniques de capture, utilisation et stockage de carbone (CCUS). Remplacer les achats d'hydrogène par de l'hydrogène vert grâce à l’électrolyse.

Rentabilité et intégration difficiles Fort impact sur la marge

Matière première (ammoniac et méthanol) Utilisé dans plusieurs autres procédés chimiques à plus petite échelle.

Augmentation totale de 31 % (intérêt économique et croissance démographique). AIE, 2019

Demande croissante De nouvelles demandes d'ammoniac et de méthanol en tant que combustibles à base d'hydrogène pourraient apparaître

Remplacement ou construction neuve d’unité de production d'hydrogène avec du CCUS. Utilisation d’hydrogène vert pour la production d’ammoniac ou de méthanol.

Compétitivité très dépendante des prix du gaz et de l'électricité.

7 % de la production d'acier primaire se fait par une technique de réduction directe du fer nécessitant de l'hydrogène et du monoxyde de carbone (procédé DRI-EAF). Sous-produit dans les hauts fourneaux, souvent utilisé sur site.

Doublement de la demande en H2 avec les politiques actuelles. Développement de la DRI.

Augmentation de la demande d'acier Une production à 100 % à base d'hydrogène pourrait accroître considérablement la demande d’hydrogène vert

Environ 30 % du gaz naturel pourrait être remplacé par de l'hydrogène, avec le développement actuel de la DRI.

Opportunité de conversion totale des aciéries pour utiliser l'hydrogène comme principal agent réducteur.

Coûts élevés de production et/ou modifications importantes de la production Concurrence à long terme avec l'électrification directe.

Figure 4. Consommation mondiale d'hydrogène selon les secteurs (Mt H2) Sources: AIE, AFHYPAC

Figure 3. Caractéristiques des principales industries consommatrices d’hydrogène Source: Analyses EY d’après AIE, The Future of Hydrogen - Juin 2019


Dans plusieurs industries, l’hydrogène vert pourrait remplacer non seulement l’hydrogène gris mais également les combustibles fossiles, pour répondre à de nouveaux usages et aux forts enjeux de réduction de l’intensité carbone de l’industrie Dans son analyse prospective des utilisations de l’hydrogène, l’Hydrogen Council étend l’utilisation d’hydrogène renouvelable ou bas carbone à des industries utilisant actuellement des combustibles fossiles, tels que l’industrie de production de méthanol ou d’acier3 :

• L’hydrogène permettrait par exemple de convertir le CO2 capturé par CCU (Carbon Capture and Utilization) en d’autres éléments chimiques à haute valeur ajoutée tels que des composés aromatiques ou du méthanol. En 2030, 10 à 15 millions de tonnes de méthanol pourraient ainsi être produites à partir de 2,5 millions de tonnes d’hydrogène renouvelable ou bas carbone4 grâce à l’électrolyse, bien que d’autres parties du procédé resteraient, elles, carbonées.

• L’hydrogène permettrait également de produire du minerai de fer préréduit ou DRI (Direct Reduced Iron) en se substituant au gaz naturel comme réducteur. Ainsi, l’utilisation d’hydrogène renouvelable dans le processus permettrait de réduire les émissions de 190 millions de tonnes de CO2 chaque année5.

Ces technologies sont pour la plupart à un stade précoce de développement, et étant donné le coût d’abattement estimé, le prix des quotas EU ETS ne peut pas être le moteur principal de leur déploiement. Une étude d’ICIS6 en 2019 a analysé la date à laquelle ces technologies pourraient atteindre le marché, et le prix d’abattement par tonne de CO2 réduite correspondant :

• La production d’éthanol par hydrogenation du CO2 pourrait se développer autour de 2025, à un coût correspondant à 70-130 €/tonne de CO2 évitée

• la fabrication d’acier à partir d’hydrogène pourrait se développer autour de 2035, à un coût correspondant à 80-140 €/tonne de CO2 évitée.

L’hydrogène comme futur vecteur de mobilité bas-carbone

En tant que vecteur d'énergie, l'hydrogène permet de transporter et de stocker l'énergie produite à partir d'une source d'énergie. C’est un fort concentrateur d’énergie, tout comme l’essence mais avec une densité énergétique par kilogramme trois fois supérieure – en d’autres mots 1 kg d’hydrogène contient presque autant d’énergie que 3 kg de pétrole (33 kWh versus 36 kWh)7. Cependant l’hydrogène a également une moindre densité énergétique par litre, ce qui demande des tailles de réservoirs plus grandes. Lorsqu'il est utilisé dans une pile à combustible (PAC), l'hydrogène peut produire de l'électricité. C’est particulièrement intéressant pour les véhicules électriques à pile à combustible en raison de l'extension de l'autonomie et de la vitesse du ravitaillement. Cette étude inclut dans son périmètre la situation actuelle et l’avenir de l’hydrogène dans tout type de véhicules (inclus voitures de particuliers, utilitaires légers, poids lourds, bus, trains, navires, avions). Des véhicules hybrides mêlant les technologies des piles à combustible avec celle des batteries électriques sont cependant également en développement. Dans ces véhicules en projet, la pile à combustible peut avoir différents usages. Dans le cas d’un système avec dominance de pile à combustible, cette dernière alimente directement le moteur électrique en énergie. Dans le cas d’un véhicule électrique à batterie avec prolongateur d’autonomie, la pile à combustible ne fournit que la batterie de traction qui constitue ensuite la seule source d’énergie du moteur. Les véhicules fortement hybridés disposent d’une batterie relativement importante. Si cette configuration leur permet de dépasser les contraintes des véhicules à batterie en termes d’autonomie ce qui les rend très polyvalents, ils restent potentiellement plus chers à l’achat que des véhicules dédiés à un usage exclusif sur un seul

3 Hydrogen Council – Hydrogen scaling up - 2017 4 Hydrogen Council – Hydrogen scaling up - 2017 5 I4CE - L’état du marché carbone européen – édition 2019, et ICIS, 2019 6 I4CE - L’état du marché carbone européen – édition 2019, et ICIS, 2019 7 Connaissances des Energies – mai 2019


segment, et notamment plus chers que les véhicules à batterie dédié exclusivement à des trajets urbains.

L’hydrogène est une des solutions pour réduire l’intensité carbone des différents usages de mobilité et les émissions de polluants associées, et devrait être particulièrement approprié pour les véhicules terrestres « lourds » Alors que les transports représentent environ un quart des émissions mondiales de Gaz à Effet de Serre (GES) issues de la combustion d’énergie8, et que les problématiques de pollution de l’air et de nuisances sonores dans les agglomérations s’intensifient, les motorisations électriques (c’est-à-dire les véhicules électriques à batterie, les véhicules à PAC, et les différentes hybridations basées sur l’une et/ou l’autre de ces deux technologies) représentent des solutions technologiques éprouvées pour réduire les externalités négatives de nos déplacements. Dans la mesure où chaque segment du secteur du transport requiert des véhicules avec des caractéristiques spécifiques en termes de charge et de stock de carburant, la décarbonation de chaque segment passe donc par le développement de technologies adaptées en termes de poids et d’autonomie. L’attractivité d’une technologie va ensuite dépendre de l’utilisation du véhicule, par exemple de la distance quotidienne parcourue. Le schéma ci-dessous illustre les besoins spécifiques aux différents segments d’usages mobilité, et la pertinence relative de la solution PAC selon les segments.

De plus amples investigations au sein de ces segments permettraient de mettre en valeur les singularités de leurs sous-segments respectifs. Par exemple, le segment Navires regroupe à la fois les navires de passagers et la navire marchande, deux sous-segments dont les maturités technologique et commerciale varient et continueront de varier grandement, les navires de passagers étant largement entré en phase d’expérimentation et de premiers déploiements commerciaux. Il est ainsi probable que l’hydrogène obtienne une part de marché plus importante dans les navires de passagers, tout de moins dans les 20 prochaines années. Par ailleurs, les navires de passagers jouissent généralement d’un poids et d’une autonomie journalière largement inférieurs à ceux de la marine marchande, eu égard à leurs usages respectifs. 8 Source : AIE, 2017

Figure 5. Segmentation du secteur des transports illustrant la consommation d’énergie et part de marché des véhicules hydrogène dans chaque catégorie.

Source: Analyses EY d’après l’AIE, HIS, A Portfolio of Powertrains for Europe (2010), Thiel (2014), Hydrogen Council


Ainsi, souvent mis en compétition avec les véhicules électriques à batteries, les véhicules à PAC apparaissent en réalité comme complémentaires des véhicules électriques à batterie et mieux adaptés aux transports lourds étant donné leur autonomie élevée couplée à un temps de recharge de quelques minutes. L’utilisation de véhicules à hydrogène devient ainsi pertinente pour des besoins de mobilité intensifs. Le véhicule électrique à hydrogène (VEH) est par exemple particulièrement pertinent sur les segments des Véhicules utilitaires légers (VUL), en particulier pour le transport de marchandises où les véhicules sont lourds avec des temps d’immobilisation souvent courts : les VEH bénéficient du poids relativement faible des PAC et de la rapidité de recharge de celles-ci.

Véhicule électrique à batterie Véhicule électrique à pile à combustible

Autonomie actuelle 250 km – 600 km 500 km Ravitaillement Entre 1h et 10h 4 à 5 minutes Poids de la batterie/PAC 300 kg 150 kg Rendement du puits à la roue ~70 % ~30 % Utilisation de métaux rares Lithium, Nickel et Cobalt Platine Prix à l’achat, hors aides étatiques À partir de 25 000 euros À partir de 65 000 euros

Figure 6. Analyse comparée des VEB et VEH à PAC

Source : Analyse EY d’après SIA Partners – La filière hydrogène-énergie en France - 2019

Des véhicules hybrides mêlant les technologies des piles à combustible avec celle des batteries électriques sont également en développement. Dans ces véhicules en projet, la pile à combustible peut avoir plusieurs usages différents. Dans le cas d’un système avec dominance de pile à combustible, cette dernière alimente directement le moteur électrique en énergie. Dans le cas d’un véhicule électrique à batterie avec prolongateur d’autonomie, la pile à combustible ne fournit que la batterie de traction qui constitue ensuite la seule source d’énergie du moteur. Les véhicules fortement hybridés disposent d’une batterie relativement importante. Si cette configuration leur permet de dépasser les contraintes des véhicules à batterie en termes d’autonomie ce qui les rend très polyvalents, ils restent potentiellement plus chers à l’achat que des véhicules dédiés à un usage exclusif sur un seul segment, et notamment plus chers que les véhicules à batterie dédié exclusivement à des trajets urbains.

Au-delà de la seule comparaison avec les véhicules électriques à batterie, le tableau qui suit propose une analyse de la pertinence et des principales caractéristiques technico-économiques des véhicules à PAC selon les modes de transport et solutions concurrentes associées.

Les applications énergétiques potentielles de l’hydrogène

L’hydrogène peut également être utilisé dans les réseaux énergétiques, pour alimenter les réseaux de chaleur (Power to heat), ou comme vecteur de stockage d’électricité renouvelable (Power to Gas). Ces applications, bien que prometteuses, ne sont pas l’objet de la présente étude. De même, l’hydrogène est aujourd’hui comme matière première dans la production de carburants de synthèse. Ces carburants, issus de syngas composés d’hydrogène, monoxyde de carbone et/ou dioxyde de carbone, permettraient de générer des carburants liquides via de la capture de CO2.


Analyse de la pertinence et des principales caractéristiques technico-économiques des véhicules à PAC selon les modes de transport et solutions concurrentes associées

Source : Analyses EY d’après Hydrogen Council, FCH 2 JU. * Les TCO des véhicules à pile à combustible sont comparés aux motorisations « de référence » à l’heure actuelle pour les types de véhicules considérés. De manière générale, la motorisation de référence est le moteur thermique.


Perspectives de marché au niveau mondial : un décollage attendu du marché des véhicules à piles à combustibles, tiré dans un premier temps par les usages captifs et les plus intensifs A l’heure actuelle, les types de véhicules les plus matures technologiquement face à la progression de l’hydrogène sont les voitures de taille moyenne, les bus et les chariots élévateurs dont le déploiement est le plus abouti.

Le développement du transport à hydrogène ferroviaire, maritime et fluvial n’est aujourd’hui qu’à son commencement, avec quelques projets notamment européens (en région Occitanie, en Basse-Saxe, autour de Francfort-sur-le-Main9…) mais pas encore de déploiement à grande échelle. D’après les prévisions et l’état de maturité des projets, en 2025 les technologies à hydrogène les plus développées devraient être les trains et les bateaux de passagers. Le transport de fret est encore à l’étude.

Figure 7. Horizon de déploiement commercial de l’hydrogène pour différentes applications de mobilité.

Source : AFHYPAC

Selon les projections de l’Hydrogen Council, en 2030 une voiture sur douze en Allemagne, au Japon, en Corée du Sud et en Californie serait alimentée en hydrogène. Selon ce scénario haut, 10 à 15 millions de voitures et 500 000 camions dans le monde pourraient être alimentés à l’hydrogène en 2030 et, en 2050, l’hydrogène permettrait de remplacer 20 millions de barils de pétrole chaque jour10.

Selon un scénario bas, établi d’après les données de l’AIE et d’Hydrogen Roadmap Europe, le nombre de véhicules alimentés à l’hydrogène pourrait atteindre 7,5 millions de véhicules en circulation en 2030, tous types de véhicules confondus, dont 4,2 millions en Europe.

9 Respectivement, projet Hyport de la région Occitanie, acquisitions de trains Alstom Coradia iLint par la société de transport LNVG en Basse-Saxe, et déploiement de trains par la société de ferroviaire RMV et sa filiale par Fahma avec station de recharge proche de Francfort-sur-leMain 10 Hydrogen Council – Hydrogen scaling up


Figure 8. Evolution du nombre de véhicules alimentés à l'hydrogène dans le monde.

Source : Analyses EY d’après données AIE et Hydrogen Roadmap Europe

Cependant, le déploiement des véhicules à PAC dépend également de celui des stations de recharge. Il existe aujourd’hui près de 400 stations de recharge dans le monde et ce chiffre croît chaque année, mais le rapport entre le nombre de stations de recharge et le nombre de véhicules à PAC varie considérablement d’un pays à l’autre, ce qui reflète les différences d’approches en matière de déploiement, de taille des stations, de pression de stockage et d’utilisation entre les pays.

Sur plusieurs segments, tels que les flottes captives, les bus ou les navires, l’hydrogène dans la mobilité pourrait devenir une solution compétitive à l’horizon 2025-2030 La compétitivité générale des véhicules à PAC dépend de plusieurs facteurs dont le TCO en premier lieu, mais aussi par exemple de la progression du déploiement des stations de recharge11 Le TCO dépend, lui, principalement de l’évolution des prix de l’hydrogène, des piles à combustibles et des réservoirs :

• Le coût total de production et distribution d’hydrogène bas-carbone (par électrolyse, pour l’instant) est fortement corrélé à celui de l’électricité, nécessaire à l’alimentation des électrolyseurs pour la production d’hydrogène bas-carbone et a priori en croissance en France d’ici 2025 (analyses 2019 du cabinet Poÿry). Cette évolution pourrait impacter négativement le TCO des véhicules à PAC, cependant, en fonction des évolutions du prix du baril, le différentiel de TCO entre véhicules à PAC et véhicules thermiques pourrait, lui, ne pas être impacté.

• Les améliorations de l’efficience des piles à combustible devraient réduire la consommation de combustible de 20 à 35 % d’ici 203012. En outre, les coûts de carburant par kg d'hydrogène devraient diminuer avec la montée en puissance des infrastructures de distribution et de recharge. Ces améliorations pourraient conférer aux véhicules à PAC un avantage sur le diesel sur presque tous les segments, et ce même si les prix du pétrole restent proches des bas niveaux actuels. Ceci est particulièrement pertinent pour les consommateurs qui conduisent sur de longues distances et pour les véhicules utilitaires.

• Selon Hydrogen Europe, La réduction du TCO moyen des véhicules à PAC pourrait ainsi atteindre 80% d’ici 2025, ramenant alors le différentiel de TCO avec les véhicules thermiques à moins de 10%. Cette réduction serait principalement liée à des économies d’échelles dans la production des véhicules à PAC.

D’après le calcul comparé du coût du cycle de vie pour différents types de véhicules, les véhicules à PAC pourraient devenir concurrentiels dès 2030 pour une utilisation estimée à 30 000 km/an.

11 IEA - The Future of Hydrogen - June 2019 12 Hydrogen Council – Hydrogen scaling up

0

2 000 000

4 000 000

6 000 000

8 000 000

2020 2025 2030

Europe

Corée du Sud

Japon

Chine

USA


Ci-dessous l’illustration de l’évolution du coût global de possession selon le type de motorisation et l'autonomie du véhicule avec VEB pour véhicules électriques à batteries, VEH PAC pour véhicules électriques à PAC, VCI pour véhicules à moteur à combustion interne.

Figure 9. Coût global de possession selon le type de motorisation et l'autonomie du véhicule.

Source : Analyses EY d’après données AIE. A noter que l’hypothèse est faite d’une alimentation des VCI par carburant de synthèse, afin de comparer les VEH, VEB et VCI sur la base d’empreinte-carbone plus similaires.

La mise en perspective de cette analyse avec d’autres reste un exercice complexe, car une seule autre étude disponible publiquement a cherché à comparer les coûts totaux de possession de VEH et VEB avec ceux de VCI alimentés par carburant synthétique. Cette autre étude13 obtient des résultats généralement moins contrastés, et par ailleurs plus optimistes pour les VEH en 2017 (0,55 €/km, contre 0,85 pour l’AIE)

La demande mondiale en hydrogène devrait connaitre une forte croissance

Un peu moins de 70 millions de tonnes d'hydrogène pur seront produits en 2019 dans le monde. La production annuelle d'hydrogène consomme environ 205 milliards de m3 de gaz naturel (6 % de la consommation mondiale de gaz naturel) et 107 millions de tonnes de charbon (2 % de la consommation mondiale)14. En conséquence, la production mondiale d'hydrogène est aujourd'hui responsable de l’émission de 830 MtCO2/anErreur ! Signet non défini., ce qui correspond à l’empreinte carbone annuelle de la France. En 2016, la production d’hydrogène dans le monde se répartissait comme suit :

13 PwC - From CO2 neutral fuels to emission free driving – Novembre 2017 14 AIE - The Future of Hydrogen – Juin 2019

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

VEH PAC400km

VEB400km

VEB250km

VCIhybride

VEH PAC400km

VEB400km

VCIhybride

$/km

Batterie, pile à combustible

Opérations et maintenance

Electricité, carburant

Ravitaillement, infrastructure de recharge

Faible utilisation de l'infrastructure

Carburant synthétique (meilleur cas)

Carburant synthétique (capture d'air)

Aujourd’hui Long terme


Figure 10. Production d'hydrogène en millions de tonnes (2016)

Source : AFHYPAC, sauf chiffres Chine (Holland Innovation Network China, 2016)

La France produit ainsi près d’un million de tonnes d’hydrogène par an soit 1,5 % de la production mondiale (contre de l'ordre de 11 millions de tonnes par an pour les États-Unis15 ou la Chine). La production mondiale d’hydrogène pur a augmenté de l’ordre de 2,0 % par an entre 2010 et 201816, portée essentiellement par l’augmentation des besoins dans les raffineries (+ 4,6 % par an sur la période, + 9 millions de tonnes au total) et dans la production de méthanol (+ 11,2% par an sur la période, + 4 millions de tonnes au total). Le moteur de cette croissance est donc l’augmentation des besoins sur les usages historiques de l’hydrogène, mais il devrait être renforcé par l’enthousiasme politique croissant et les discussions autour des nouveaux secteurs d’application de l’hydrogène (systèmes énergétiques, mobilité). En effet, le nombre de pays avec des politiques nationales promouvant directement les investissements dans les technologies hydrogène croit visiblement, autant que les secteurs visés par ces politiques. La question de la prévision de la consommation d’hydrogène à horizon 2050 reste délicate, car aucune étude exhaustive et indépendante n’a, à ce jour et à notre connaissance, été rendue publique. Deux études tentent d’englober cette question en incluant tous les secteurs d’application, dont celle de l’Hydrogen Council, organisme promoteur de l’hydrogène et dont nous n’avons pu obtenir les hypothèses de calcul détaillées. Selon les prévisions de l’Hydrogen Council, la demande annuelle mondiale en hydrogène pur pourrait être multipliée par 8 d’ici 2050, passant de 68 millions de tonnes en 2020 à près de 580 millions de tonnes17 :

15 « 10 Million Metric Tons of Hydrogen Produced Annually in the United States », Energy.gov, mai 2018. 16 IEA - The Future of Hydrogen - June 2019 17 Hydrogen Council – Hydrogen scaling up

60

2211 8,8

0,90

10203040506070

Monde Chine Etats-Unis UnionEuropéenne

France

Production d'hydrogène pur (Mt)


Figure 11. Demande mondiale en hydrogène pur, par application, en millions de tonnes, d’après l’Hydrogen Council

Source : Hydrogen Council 2017

En 2050 et d’après l’Hydrogen Council, plus de 165 millions de tonnes, soient plus de deux fois la production mondiale actuelle d’hydrogène pur, iraient aux transports et plus de 140 millions de tonnes aux applications industrielles (actuelles et nouvelles). Le volontarisme de ces projections établies par la filière est évidemment à souligner, ces chiffres étant des hypothèses hautes, d’autant que la méthodologie de calcul n’a pas été dévoilée. Une autre étude18 recherchant l’exhaustivité sectorielle est celle de DNV GL, une société norvégienne d'enregistrement et de classification, réalisant près de 2 milliards d’euros de chiffre d’affaires et étant particulièrement active dans le secteur des énergies renouvelables. DNV GL a publié en 2018 des scénarios bas, moyen et haut quant à l’évolution de la demande en hydrogène, avec une méthodologie claire et détaillée par segment semblant plausible dans sa globalité. Les résultats de cette étude permettent de mettre en perspective ceux proposés par l’Hydrogen Council :

Figure 12. Comparaison des projections de demande en hydrogène provenant de différentes études

Source : Analyses EY d’après études sources

Ces scénarios, plus conservateurs que ceux de l’Hydrogen Council, proposent des taux moyens annuels de croissance entre 1,5 et 4 fois inférieurs à ceux de l’Hydrogen Council, sur la période 2020-

18 DNV GL – Position Paper 2018 – Hydrogen as an energy carrier - An evaluation of emerging hydrogen value chains

60 60 68 68 75

68

165

83

120

68

60 68105

210

578

0

100

200

300

400

500

600

2015 2020 2030 2040 2050

Génération d'énergie

Energie pour l'industrie

Réseaux de chaleur

Mobilité

Nouvelles app. Indus(CCU, DRI)App. Indus. Actuelles

En millions de tonnes, 2050 Scénario bas Scénario de référence Scénario hautApplications industrielles actuelles (Ammoniac, raffinage, méthanol)

65 81 103 75

DRI 4 7 11 68 (segment nouvelles applications industrielles)

Mobilité 36 81 142 165Réseaux de chaleur 0 4 8 83

Chaleur pour l'industrie 3 6 10 120 (segment Energie pour l'industrie)

Cogénération 0 0 1,2 68 (segment génération d'énergie)

Total Consommation H2 en 2050 (Mt) 108 179 275 578 140 issus des EnR (donc or

hydrogène issu d'énergies fossiles)

CAGR 2020-2050 1,6% 3,3% 4,8% 7,4% >2,4%

IRENA 2050

Non disponible

DNV GL 2050Hydrogen Council 2050


2050. Cependant, dans leur scénario le plus pessimiste, la mobilité seule en 2050 représenterait plus de la moitié de la demande actuelle en hydrogène (36 millions de tonnes). Source plus indépendante vis-à-vis de l’hydrogène, mais focalisée sur les énergies renouvelables, l’IRENA se montre plus prudente sur les prévisions, bien qu’indiquant que la production d’hydrogène à partir d’énergies renouvelables atteindrait à elle seule 22 millions de tonnes en 2030 (8 EJ) et ~140 millions de tonnes en 2050 (19 EJ), avec une forte accélération de la consommation entre 2040 et 205019. Les prévisions de demande en hydrogène restent un exercice complexe ne serait-ce qu’à horizon 2030, tout comme l’évaluation de la part de marché potentielle de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone à cette date. Il nous faut pour cela déterminer la demande en hydrogène en 2030, ainsi que les futures capacités installées d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone à date. En se basant sur les prévisions de l’Hydrogen Council, la demande en hydrogène pur pourrait atteindre environ 105 millions de tonnes en 2030 (soit + 37 millions de tonnes par rapport à 2020). Ainsi :

- en prenant comme hypothèse basse que l’augmentation de la demande en hydrogène pur sur 2020-2030 sera pourvue à seulement 30 % par de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone (soit 11 million de tonnes), la part de marché totale de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone en 2030 serait alors d’un dixième.

- en prenant comme hypothèse haute les prévisions de l’IRENA, la production d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone pourrait au mieux atteindre 22 millions de tonnes en 2030 (soit les deux-tiers de l’augmentation de la demande sur 2020-2030, et une part de marché totale d’un cinquième pour l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone en 2030)

Ainsi, EY estime que l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone pourrait représenter entre un dixième et un cinquième de la demande totale en hydrogène pur à horizon 2030.

19 IRENA – A Roadmap to 2050 – 2019 Edition – page 20


L’ensemble de cette croissance mondiale de la production ne saurait être portée par le seul hydrogène décarboné. Cependant, plusieurs moteurs de croissance seront amenés à jouer fortement sur l’essor de ce segment de marché dans les années à venir :

Le choix entre hydrogènes carboné et bas-carbone porte essentiellement sur la question du prix. Grâce à des incitations fortes, l’hydrogène bas-carbone ou renouvelable pourrait, selon les estimations disponibles, se rapprocher à horizon 2030 des prix actuellement payés par les industriels fortement consommateurs d’H2.

5 Coûts du transport de l’hydrogène

Les industries utilisant l'hydrogène peuvent être soumises à des marchés du carbone réglementés. L'utilisation de l'hydrogène vert permettrait d'éviter l’émission de 830 MtCO2/an dans le monde6, ce qui permettrait d'économiser des crédits-carbone.

1 Prix du carbone

Les réglementations nationales liées au changement climatique affecteront l'attractivité de l'hydrogène vert, dans la mesure où elles seront transposées en mesures contraignantes ou incitatives en faveur des énergies renouvelables ou à faible émissions de carbone. Les réglementations locales sur la santé et notamment la qualité de l’air favorisent généralement les mobilités propres et décarbonées (dont mobilité hydrogène).

2 Objectifs nationaux

et locaux sur le changement climatique

Les solutions de production d'hydrogène vert représentent des produits innovants qui offrent de nouvelles et importantes opportunités d’investissement. La technologie continue de s'améliorer et de s'adapter aux marchés en croissance. 3 Maturité

technologique

Principale solution alternative au vaporeformage de gaz naturel, l'électrolyse utilise dès à présent l'électricité comme source d'énergie primaire pour produire et stocker l'hydrogène. Le prix de l'électricité sera donc un facteur clé de succès pour la compétitivité de cette technologie.

Prix de l'électricité par rapport aux

énergies primaires 4

L'hydrogène vert à faible coût devrait généralement recourir à des économies d'échelle via une production centralisée, en complément du développement de production décentralisée pour des usages non mutualisables. Le transport vers les lieux de consommation sera donc nécessaire, au moyen de gazoducs ou de camions.

6 Equilibrage des

réseaux d’énergie

Le développement du procédé Power to Gas permet un couplage des réseaux de gaz / réseaux d’électricité en s’appuyant sur la production d’hydrogène par électrolyse. Il permet aussi le développement de gaz provenant de sources renouvelables.


Source: Analyses EY d’après AIE

Plusieurs méthodes d’estimations des coûts de production d’hydrogène existent. Ainsi, les estimations des coûts pour produire de l’hydrogène vert en 2018 varient entre 3 et 6 €/kgH2, tandis que les projections à long terme vont de 0,8 €/kgH2 et 2,3 €/kgH2 en 2050 selon l’IRENA20.

Le graphique ci-dessous présente les projections de coûts de production de l’hydrogène pour différentes technologies, d’après l’AIE :

Figure 13. Coûts de production de l’hydrogène pour différentes technologies en 2030 (USD/kg H2)

Ces coûts de production de l’hydrogène selon le type de technologie sont notamment confirmés par les calculs de l’IRENA, qui prévoient à horizon 2030 un coût de production moyen par électrolyse alimentée au solaire PV ou éolien de l’ordre de 3USD/kg H2)21, rejoignant les coûts de production via vaporeformage avec stockage du carbone.

Sur les processus d’électrolyse, les deux technologies les plus matures sont l’électrolyse avec membrane d’échange de protons (PEM) et l’électrolyse alcaline (ALK). Les coûts de ces deux techniques sont estimés comme suit par l’IRENA, la baisse de prix entre 2017 et 2025 provenant essentiellement de l’optimisation des équipements utilisés (conception en plus grandes quantités d’électrolyseurs plus performants, à la durée de vie supérieure, utilisant des matériaux moins onéreux) :

20 IRENA – Hydrogen : A renewable energy perspective – Septembre 2019 Hypothèses moyennes Solaire PV 2050 : Facteur de charge de 18%, LCOE de 55 USD/MWh Hypothèses moyennes Eolien 2050 : Facteur de charge de 34%, LCOE de 85 USD/MWh 21 Hydrogen : A renewable perspective – Septembre 2019 – Page 34


Figure 14. Coût total du système d'électrolyse (CAPEX incluant les coûts d'alimentation en énergie et les coûts d'installation en EUR/kWh)

Source : Analyses EY d’après IRENA, Hydrogen from renewable power - 2018

750

480

1200

700

2017

2025

PEM

ALK


Panorama des mécanismes de soutiens publics

Typologie des mécanismes de soutien Les mécanismes de soutiens publics à la filière hydrogène mis en place au niveau mondial peuvent être classés en cinq catégories principales22 :

- Adoption d’objectifs politiques à long terme ; - Soutien à la demande ; - Soutien aux investissements dans les infrastructures ; - Soutien à la R&D, aux projets de démonstration et à l’offre industrielle ; - Harmonisation des normes et suppression des barrières règlementaires.

Chacune de ces catégories est détaillée dans le tableau ci-après.

22 Adapté de AIE, The Future of Hydrogen, 2019.


Tableau 1 : Typologie des mécanismes de soutien public à l’hydrogène

Type de soutien Description Objectifs et mécanismes Exemples internationaux

Adoption d’objectifs politiques à long terme

Engagement des acteurs publics et privés sur le rôle de l’hydrogène à horizons 2030 et 2050, reflétés dans les documents de planification des politiques énergétiques, environnementales et industrielles et assortis d’actions en vue de l’atteinte de ces objectifs.

Donner confiance aux parties prenantes quant au développement futur d’un marché pour l’hydrogène bas-carbone et les technologies associées, les incitant à investir. Mécanismes concernés : feuilles de route hydrogène nationales et objectifs en termes d’usages, objectifs de réduction des émissions, stratégies industrielles nationales, accords et engagements internationaux.

- Contributions nationales à l’Accord de Paris

- Stratégie de neutralité carbone à 2050 de la Commission européenne

- Stratégie hydrogène du Japon - Objectif de « civilisation écologique » de

la Chine

Soutien à la demande

Politiques permettant d’accorder une valeur économique à l’utilisation d’hydrogène décarboné, faisant croitre la demande pour l’ensemble de ses applications. Coopération internationale pour soutenir la demande et réduire la pression concurrentielle pour les secteurs exposés à la concurrence internationale.

Soutien au déploiement commercial par des politiques de demande qui tirent les investissements sur l’ensemble de la chaine de valeur en rendant les projets économiquement viables. Mécanismes concernés : quotas (d’hydrogène décarboné dans la consommation industrielle, de véhicules hydrogène dans une flotte professionnelle), tarification du carbone, restrictions ; normes de performance, règles d’achat public, avantages fiscaux.

- Critère sur l’intensité carbone des carburants (Low Carbon Fuel Standard) en Californie

- Obligation de vente de véhicules zéro émission (Zero Emission Vehicle Program) en Californie

- Système européen d’échange de quotas d’émissions (SEQE-UE)

- Directive européenne sur la promotion des véhicules propres et normes européennes encadrant les émissions des véhicules

Soutien aux investissements dans les infrastructures

Mesures destinées à favoriser les investissements privés dans les infrastructures malgré une demande incertaine et une chaine de valeur complexe.

Accompagner les technologies hydrogène confrontées à une « vallée de la mort » lorsque les mécanismes de soutien à la demande sont insuffisants pour assurer la rentabilité des projets. Des politiques couvrant les risques associés au coût du capital et aux coûts opérationnels sont nécessaires.

- Projets d'intérêt commun de l’Union européenne

- Prêts de la Banque européenne d’investissement au secteur de l’énergie

- Mécanisme pour l’interconnexion en Europe de l’Union européenne


Type de soutien Description Objectifs et mécanismes Exemples internationaux Mécanismes concernés : subventions, prêts, crédits export, dispositifs de couverture des risques, crédits d’impôts.

Soutien à la R&D, aux projets de démonstration et à l’offre industrielle

Rôle de l’Etat dans le soutien à la recherche lors des phases amont les plus risquées, en parvenant à attirer des co-investissements privés. Pour les technologies sur le point de faire l’objet d’un déploiement commercial et les projets les moins risqués, des mécanismes doivent inciter les acteurs privés à prendre leur part dans l’innovation, en réponse aux demandes du marché et aux pressions concurrentielles.

Proposer des technologies plus performantes et moins coûteuses, dont la production et l’installation sont également plus abordables. Politique industrielle de structuration d’une offre nationale. Mécanismes concernés : investissement direct dans des projets ou entreprises innovantes, incitations fiscales, prêts bonifiés, initiatives de coopération multilatérale, campagnes de communications, concours et prix.

- Programme Hydrogène et pile à combustible du Département américain de l’Energie (US DOE)

- Feuille de route pour les piles à combustible et l’hydrogène du NEDO au Japon

- Programme Horizon 2020 de l’Union européenne et partenariat public-privé sur les piles à combustibles et l’hydrogène (FCH-JU)

- Programme national d’innovation pour les technologies hydrogène et de piles à combustible en Allemagne

- Défi de Mission Innovation (IC8) relatif à l’hydrogène renouvelable et propre

- Comités stratégiques de filières et Engagements pour la croissance verte en France

Harmonisation des normes et suppression des barrières règlementaires

Réduction ou suppression des barrières règlementaires et établissement de normes techniques communes pour faciliter les échanges internationaux et garantir la sécurité de tous les éléments de la chaîne de valeur.

Accompagner le déploiement commercial des technologies hydrogène en réduisant les barrières qui en limitent l’adoption et répondre aux craintes potentielles de la population. Mécanismes concernés : normes de sécurité (ex. des distances de sécurité), système de certification de l’intensité carbone et de l’origine de l’hydrogène fourni (sur le modèle des garanties d’origine pour l’électricité).

- Programme de collaboration technologique sur l’hydrogène porté par l’AIE

- Comité technique 197 de l’International Organization for Standardization (ISO)

- Comité technique 105 de l’International Electrotechnical Commission TC 105

- Projet européen HySafe - EU CertifHy


Analyse comparée des cadres mis en place dans une sélection de pays les plus avancés La suite de ce chapitre propose une analyse comparée de la situation en Allemagne, en Chine, en Corée du Sud, aux Etats-Unis et au Japon, pays ayant tous adopté des visions, stratégies à long terme et feuilles de route sur l'hydrogène et communément considérés comme parmi les plus avancés dans le déploiement des technologies hydrogène23 24. Ces stratégies visent fréquemment le développement d’une filière industrielle à des fins d’exportation, bien que leurs industries ne soient pas nécessairement positionnées sur les mêmes segments de la chaîne de valeur de l’hydrogène. En complément de l’analyse comparative ci-dessous, chaque pays fait l’objet d’une analyse détaillée présentée en Annexe.

Allemagne

L’Allemagne est, avec le Japon, un Etat pionnier dans la mise en place de dispositifs de soutien ambitieux pour le développement de la filière hydrogène. Le pays se caractérise par sa politique de transition énergétique et de sortie progressive du nucléaire (« Energiewende » ou tournant énergétique) accélérée dans le sillage de l’accident de Fukushima25. Grand pays d’industrie automobile, l’Allemagne voit dans l’hydrogène un accès au marché de la mobilité propre. La plus grande part des investissements dans les infrastructures de recharge des véhicules devrait être financée par les constructeurs automobiles eux-mêmes (comme Daimler et Opel26). Le développement rapide des énergies renouvelables intermittentes (éolien et solaire) pousse également l’Allemagne à rechercher des sources de flexibilité pour stabiliser son réseau électrique. Outre la mobilité, l’Allemagne considère donc l’hydrogène comme un moyen de stockage de l’électricité renouvelable excédentaire27. En termes d’approvisionnement en hydrogène, les ressources éoliennes au nord du pays et en mer seront de plus en plus exploitées pour la production d’hydrogène par électrolyse. A moyen et long termes, l’Allemagne devra également recourir aux importations pour assurer son approvisionnement en hydrogène bas-carbone, les ressources domestiques en électricité renouvelable étant insuffisantes pour servir la demande industrielle d’hydrogène par électrolyse et l’acceptabilité des technologies CCS non acquise28. L’agence allemande de l’énergie (DENA) estime ainsi que l’Allemagne devrait importer jusqu’à 750 TWh de gaz et carburants de synthèse en 205029, en misant en particulier sur les pays en développement et émergents qui ont un grand potentiel pour les énergies renouvelables. Ceci nécessitera la mise en place rapide d’infrastructures pour l’importation et le transport de l’hydrogène en Allemagne.

Synthèse et enseignements :

L’Allemagne est le leader européen de la structuration et du déploiement de la filière hydrogène dans le chauffage domestique et la mobilité, notamment grâce à la présence d’industriels engagés sur le sujet (Daimler, Shell, Linde) et l’élaboration dès 2016 d’une stratégie de long terme. En plus d’assurer la stabilité du réseau électrique, le Ministère allemand de l’Industrie envisage l’hydrogène comme une priorité industrielle, sur l’ensemble de la chaine de valeur de l’hydrogène (production, transport et utilisation dans l’industrie et la mobilité lourde)30. Les objectifs ambitieux de l’Allemagne devraient lui permettre, notamment grâce au programme H2 Mobility, de s’imposer sur le marché de la mobilité hydrogène. Des subventions à hauteur de 23,5 M€ ont récemment été allouées aux constructeurs automobiles par le Ministère des transports pour le développement de modèles de véhicules à 23 Ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie/ Ministère de l’économie, de l’industrie et du numérique, Filière hydrogène-énergie, 2015. 24 Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, L’Hydrogène : vecteur de la transition énergétique ?, 2013. 25 Avec le gouvernement Schröder et la convention du 14 juin 2000, l’Allemagne a été l’un des premiers pays à décider de l’abandon progressif de l’énergie nucléaire pour la production d’électricité. En mars 2011, après la catastrophe de Fukushima, la chancelière Angela Merkel proclame l’arrêt définitif de la totalité des centrales nucléaires au plus tard en 2022. 26 Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, L’Hydrogène : vecteur de la transition énergétique ?, 2013. 27 Ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie/ Ministère de l’économie, de l’industrie et du numérique, Filière hydrogène-énergie, 2015. 28 BMWi, Wasserstoff und Energiewende, 5 novembre 2019. 29 Euractiv, Germany eager to become global leader in developing hydrogen technologies, 2019. 30 BMWi, Wasserstoff und Energiewende, 5 novembre 2019.


hydrogène31. Elle reste toutefois derrière le Japon en termes de nombre de véhicules à PAC en circulation32.

Chine

Malgré l’évolution progressive du mix énergétique chinois vers une énergie propre et faiblement émettrice de CO2, pétrole, charbon et gaz représentaient toujours en 2018 plus de 85% de la consommation énergétique primaire de la Chine33. L’Etat chinois a indiqué en 2016 son souhait de « promouvoir la transformation énergétique de la Chine vers une énergie propre et à faible émission de carbone ». En matière d’énergie renouvelable, la Chine est le premier pays du monde en termes de production, mais pâtit du manque de flexibilité de la demande, qui conduit à une production d’électricité renouvelable fatale non consommée d’environ 100 millions MWh par an. D’ores et déjà, l’électricité renouvelable fatale permet de produire environ 2 millions de tonnes d'hydrogène par an par électrolyse, chiffre amené à augmenter d’après le plan quinquennal de 2016. La Chine possède une expérience dans le domaine de l'approvisionnement en hydrogène, dont elle est déjà le premier producteur mondial à partir de charbon. Les perspectives de changement de technologie pour la production d’hydrogène sont cependant faibles, du fait des infrastructures minières déjà existantes et de l’importance du facteur économique. Compte tenu de sa forte base industrielle, le marché chinois des applications de l'hydrogène présente un grand potentiel.


L'hydrogène est voué à devenir une partie importante du système énergétique chinois. Une étude estime que le coût de production de l'hydrogène en 2050, par électrolyse, mais aussi par gazéification et cokéfaction du charbon et par des procédés biologiques, ne dépassera pas 1,3 €/kg34. Le stockage et le transport de l’hydrogène seront également progressivement améliorés. Cependant, le développement actuel du secteur est loin des perspectives envisagées à long terme par les autorités chinoises et de nombreux facteurs d’incertitude subsistent quant au déploiement. Si des normes spécifiques pour certains équipements ont été adoptées, la chaine logistique de l’hydrogène n’est pas considérée dans son ensemble par le dispositif normatif actuel et l’hydrogène continue d’être considéré comme un produit chimique dangereux et non comme un vecteur énergétique, du point de vue des normes. Les lois et règlements en vigueur se concentrent sur le soutien à l'achat de véhicules, avec un système de subventions relativement simple, mais les projets de démonstration commerciale à grande échelle manquent, ainsi que le retour d'expérience opérationnel. La Chine comptait ainsi, fin 2018, 23 stations de recharge hydrogène, dont seulement 6 stations commerciales. On dénombre mi-2019 un total de 40 stations (en tenant compte des 17 stations construites ou en cours de construction en 2019). Les entreprises impliquées sont notamment : Sinohytec, Sunwise, Hyfun et Perichtec.

Corée du Sud

La Corée du Sud fait face à un problème chronique de qualité de l’air35, lié aux émissions atmosphériques issues des transports et de l’industrie. Le gouvernement voit également dans le développement de l’hydrogène l’opportunité de créer un nouveau marché domestique pour soutenir la croissance des industries les plus avancées du pays, qui voudrait se positionner en tant que puissance technologique. En termes d’applications, l’accent est mis sur le développement de véhicules à hydrogène, même si les applications stationnaires sont fortement représentées, y compris avec des

31 Green Car Congress, Germany’s BMVI awarding €23.5M to hydrogen mobility projects, 18 octobre 2019. 32 IEA, The Future of Hydrogen, 2019. 33 2019 China Energy Big data Report 34 China Hydrogen Alliance, Livre blanc de l’industrie hydrogène et PAC en Chine, 2019. 35 Le pays est classé 119ème sur 180 pour sa qualité de l’air dans le classement 2018 de l’Indice de Performance Environnementale. Ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie/ Ministère de l’économie, de l’industrie et du numérique, Filière hydrogène-énergie, 2015.


installations à PAC de fortes capacités36. Moins avancée que le Japon, la Corée du Sud n’en affiche pas moins des objectifs de développement volontaristes, et de fortes ambitions à l'export. Dans le pays, la filière pile à combustible est menée par le constructeur coréen Hyundai qui mise sur ce vecteur depuis près de 15 ans. Le pays compte également plusieurs installations industrielles emblématiques, comme le réseau hydrogène du complexe industriel et pétrochimique de Ulsan, berceau de Hyundai, qui concentre 12% de la production industrielle coréenne37. A moyen terme, la croissance de la demande en hydrogène sera satisfaite par l’Australie, qui possède d’importantes ressources en charbon et en électricité renouvelable. Ce n’est qu’à horizon 2040 que le pays compte fortement développer ses propres capacités de production d’hydrogène.


La forte densité urbaine de la Corée du Sud et l’impératif d’amélioration de la qualité de l'air au niveau local attirent la Corée du Sud vers l’hydrogène, promu dans la mobilité, mais aussi dans l’industrie et le bâtiment résidentiel. Le gouvernement sud-coréen a annoncé des objectifs de déploiement ambitieux en matière d’hydrogène, notamment sur le plan technologique et dans l’industrie, qu’il entend atteindre grâce à des subventions à l’achat et au développement de partenariats public-privé. Le géant automobile coréen Hyundai, pionnier des moteurs à hydrogène, est un des points forts du pays dans le secteur de la mobilité hydrogène. Les coûts de construction des systèmes de piles à combustible restent cependant élevés par rapport aux autres technologies. L’adoption des véhicules à hydrogène demande aussi une infrastructure de ravitaillement mature et la Corée du Sud doit encore engager des efforts de déploiement de stations de recharge. L’accent n’est pas mis à moyen terme sur la production d’hydrogène faiblement carboné, mais plutôt sur l’importation, majoritairement depuis l’Australie.

Etats-Unis

Les Etats-Unis ont réalisé de forts investissements dans la recherche sur l’hydrogène énergie dans les années 2000, principalement motivés par la réduction de leur dépendance énergétique dans le domaine des transports, avant de réduire brutalement les crédits accordés à l’hydrogène en 2012. Localement, cette motivation est complétée par les contraintes liées à un mix électrique à forte pénétration d’énergies renouvelables intermittentes (la Californie s’étant par exemple fixé l’objectif d’un mix électrique 100% renouvelable à horizon 2045). Plusieurs États ont également adopté une politique de développement de l’hydrogène énergie, pour la cogénération ou les transports, notamment la Californie. Avec une production de 10 millions de tonnes par an dominée par le vaporeformage, ce sont les dispositifs de CCUS qui offrent les meilleures perspectives de réduction de l’impact environnemental de la production d’hydrogène.


En dehors de son usage actuellement majoritaire dans l’industrie38, les Etats-Unis sont impliqués principalement sur le développement de l’usage de l’hydrogène dans la mobilité et avant tout grâce à l’avance prise par la Californie en matière de déploiement. Grâce à l’Assembly Bill 8 (AB8), une loi programmatique de soutien à l’hydrogène, et au California Fuel Cell Partnership (CaFCP), un partenariat public-privé, mi-2019 la Californie comptait 41 stations hydrogène et plus de 5 900 véhicules hydrogène à PAC en circulation. En 2018, un Executive Order (B-48-18) a établi les nouveaux objectifs de 200 stations d’ici 2025 et 5 millions de véhicules zéro-émission d’ici 2030 en Californie. La politique californienne se distingue en revanche par l’absence relative d’objectifs de politique industrielle. Aux

36 En février 2014 a été ouvert le plus grand parc à PAC au monde, le Gyeonggi Green Energy Fuel Cell Park, à Hwasung. Il a été construit par POSCO Energy et contient 21 installations à PAC de 12,8 MW de capacité chacune, alimentées par du gaz naturel ou du biogaz. 37 L’hydrogène y est produit sur place et directement consommé par l’industrie et les ménages locaux, il est également destiné aux véhicules à PAC produits sur site. 38 70% de la production annuelle d’hydrogène aux Etats-Unis est destinée à l’industrie du raffinage et 20% à la production d’engrais. Source : DOE (2018).


Etats-Unis, l’approvisionnement en hydrogène faiblement carboné se fera principalement grâce à la technologie CCUS.

Japon

Le Japon se distingue par l’importance de ses investissements de recherche sur l’hydrogène énergie et sa focalisation sur les applications de l’hydrogène dans la mobilité et le bâtiment (cogénération résidentielle)39. En termes énergétiques, l’archipel se caractérise par son insularité (notamment électrique) et son faible taux d’autosuffisance énergétique, lié à l’absence de ressources énergétiques propres et à la forte proportion des énergies fossiles importées dans le mix énergétique japonais. En 2017, pétrole, charbon et gaz représentaient 70% de la consommation énergétique finale du Japon. A la suite de l’accident nucléaire de Fukushima en 2011, le Japon se caractérise également par sa recherche de sources d’énergies alternatives et des efforts importants d’efficacité énergétique40. Il voit dans l’hydrogène une source d’indépendance énergétique et de croissance à l’export, davantage que de décarbonation de son économie41. L’utilisation d’hydrogène décarboné ou vert n’est pas une priorité. A moyen terme, le pays importera de grandes quantités d’hydrogène depuis l’Australie, où il sera produit à partir de lignite.


Le Japon est le pays le plus avancé en matière de déploiement de l’hydrogène dans la mobilité, derrière les Etats-Unis. En 2018, le pays comptait ainsi près du quart des 11 200 véhicules légers à hydrogène en circulation dans le monde. Bien qu’en deçà des objectifs affichés, son succès tient à l’adoption déjà ancienne d’une stratégie de long terme et intégrée de développement de la filière, impliquant l’ensemble des usages et acteurs industriels et mobilisant des moyens publics conséquents, en visant une projection à l’export. Le recours à l’hydrogène décarboné n’est envisagé qu’en 2040, la priorité actuelle étant d’assurer l’indépendance énergétique de l’archipel. C’est dans cette optique que le partenariat avec l’Australie pour l’import d’hydrogène à partir de lignite a été établi.

Enseignements généraux

La mise en perspective des mécanismes de soutiens publics mis en place en Allemagne, en Chine, en Corée du Sud, aux Etats-Unis et au Japon révèle les dépenses publiques de R&D considérables consenties par le Japon, la Chine et les Etats-Unis dans le domaine de l’hydrogène (ce dernier ayant déjà brutalement réduit les crédits accordés à l’hydrogène à partir de 2012). Contrairement à la France, ces pays ont pour point commun de privilégier les applications de l’hydrogène dans la mobilité et ses applications stationnaires dans le bâtiment résidentiel et l’industrie (cogénération). Corée, Chine et Japon se distinguent par leurs objectifs particulièrement ambitieux de déploiement de véhicules hydrogène, à l’instar de la Corée qui envisage le déploiement de plus de 6 millions de véhicules à hydrogène à horizon 2040, un objectif jugé peu réaliste par la presse coréenne. A contrario, peu de pays – outre la France - affichent des objectifs en termes de pénétration de l’hydrogène dans l’industrie, a fortiori décarboné ou vert.

Concernant les mécanismes de soutien mis en place, la demande de véhicules à PAC est fréquemment soutenue par des primes à l’achat, variables en fonction des géographies. Le déploiement des infrastructures de recharge est soutenu par des subventions aux coûts d’investissements initiaux et parfois aux coûts d’opération, tandis que la Californie a adopté un mécanisme innovant de compensation de la sous-utilisation des stations lors de leurs premières années de fonctionnement (Infrastructure credits, intégrés au système d’échange de crédits visant à réduire l’intensité carbone des carburants de transport ou Low Carbon Fuel Standard). Ces investissements dans les infrastructures 39 Direction générale du Trésor (Service Economique Régional de Tokyo), La stratégie de développement de l'hydrogène au Japon, 2017. Lien : https://www.tresor.economie.gouv.fr/Articles/2017/09/11/la-strategie-de-developpement-de-l-hydrogene-au-japon 40 Direction générale du Trésor (Service Economique Régional de Tokyo), Le mix énergétique du Japon – situation actuelle et perspectives, 2018. Lien : https://www.tresor.economie.gouv.fr/Articles/2018/07/13/le-mix-energetique-du-japon-situation-actuelle-et-perspectives-2018 41 Ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie/ Ministère de l’économie, de l’industrie et du numérique, Filière hydrogène-énergie, 2015.

https://www.tresor.economie.gouv.fr/Articles/2017/09/11/la-strategie-de-developpement-de-l-hydrogene-au-japon

https://www.tresor.economie.gouv.fr/Articles/2017/09/11/la-strategie-de-developpement-de-l-hydrogene-au-japon

https://www.tresor.economie.gouv.fr/Articles/2018/07/13/le-mix-energetique-du-japon-situation-actuelle-et-perspectives-2018

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de recharge sont parfois portés par des consortia public-privé, à l’image du Japon et de la Corée. D’autres mécanismes non financiers contribuent également au déploiement des solutions de mobilité hydrogène, comme des quotas de véhicules zéro émission dans les renouvellements de flottes publiques ou d’opérateurs de transport publics ou encore des avantages d’usage comme la possibilité d’utiliser les High-Occupancy Vehicle Lanes aux Etats-Unis.

L’adoption précoce de feuilles de routes à long terme, ambitieuses, intégrant l’ensemble des acteurs de la chaine de valeur et assorties des moyens financiers correspondants émergent comme l’un des facteurs clés de succès des politiques hydrogène du Japon et de la Californie. L’accent est en revanche rarement mis sur l’approvisionnement en hydrogène vert, le Japon repoussant même la question à 2040. A l’exception de l’Allemagne et de la Californie, aucun des cinq pays étudiés n’a adopté d’objectif d’incorporation d’hydrogène décarboné ou vert. Seule la Californie avec son critère d’intensité carbone des carburants (Low Carbon Fuel Standard) dispose d’un mécanisme valorisant le caractère vert de l’hydrogène utilisé pour la mobilité. Le Japon réfléchirait à la mise en place d’une fiscalité en faveur des investissements dans les projets d’hydrogène décarboné.

Le tableau qui suit présente une synthèse des cadres mis en place dans ces pays.


Tableau 2 : Synthèse des principaux cadres de soutien à l’hydrogène mis en place dans les pays étudiés

Pays

Adoption d’une feuille

de route hydrogène

(année)

Applications

Objectif de production d’hydrogène vert et

stratégie d’approvisionnement

en hydrogène

Budget public de R&D annuel

consacré à l’hydrogène Source : IEA

Statistics (2018)

Principaux mécanismes de soutien publics

Création de valeur

ajoutée et d’emplois attendue Sources

gouvernementales

Facteurs clés de succès Limites Principales

applications concernées

Application mobilité :

Déploiement actuel (et

objectifs à terme) Source : AFC TCP

Survey (2018)

Application industrie :

Déploiement actuel (et objectifs à

terme)

France

Plan de déploiement de l’hydrogène pour la transition énergétique (2018)

- Industrie - Mobilité - Stockage de

l’énergie

- 324 véhicules (5000 VUL en 2023 ; entre 20000 et 50000 VUL en 2028)

- 23 stations (100 en 2023 ; 400-1000 en 2028)

- 10% d’hydrogène décarboné dans les usages industriels en 2023 ; 20-40% en 2028

10% d’hydrogène décarboné en 2023 ; 20-40% en 2028

$37 M

- Prime à l’achat de véhicules et suramortissement pour les poids lourds

- Zones à faibles émissions (ZFE) - Subventions régionales (ex. Primes à l’achat

ou à la location de véhicules hydrogène pour les TPE-PME en Ile-de-France, financement de projets de production et de distribution en Occitanie, etc.)

- Subvention à l’investissement via les appels à projets ADEME (« Ecosystèmes de mobilité hydrogène » et « Production et fourniture d’hydrogène décarboné pour des consommateurs industriels »)

- Soutien à la R&D par le PIA et le CEA

NC

- Adoption d’un plan national

- Avance en termes de R&D (CEA)

- Manque de visibilité quant au soutien financier public

- Besoin de renforcement de la R&D (ex. sur les stacks) et des partenariats entre recherche publique et industriels

- Règlementation contraignante (ex. des distances règlementaires pour les stations)

Allemagne

Programme national d’innovation pour les technologies hydrogène et les PAC (2007)

- Mobilité - Bâtiment

(cogénération résidentielle)

- Stockage d’énergie

- 487 véhicules - 69 stations (100

en 2020 ; 400 en 2030)

Pas d’objectif

Exploitation des ressources éoliennes off-shore (objectif d’1,5 GW d’électrolyseurs alimentés par une électricité d’origine renouvelable en 2025) et importation d’hydrogène vert

$37 M

- Primes à l’achat de véhicules pour les ménages et les entreprises

- Subvention à l’installation de micro-cogénérations PAC par les ménages, les entreprises et les collectivités

- Le “Hyland concept” pour soutenir les écosystèmes locaux

- Le programme “H2 mobility” pour le déploiement d’infrastructures de recharge

- Avantages spécifiques concédés au power to gas (exemptions du tarif d’acheminement, priorité d’accès au réseau, réduction des coûts de raccordement)

4 Md€ en 2023 (dont 50% à l’export) et 10000 emplois créés à horizon 2025

- Elaboration dès 2016 d’une stratégie de long terme.

- Objectifs ambitieux et forts moyens mobilisés (programme H2 Mobility)

- Présence d’industriels engagés sur le sujet (Daimler, Shell, Linde)

- L’Allemagne reste derrière le Japon en termes de nombre de véhicules à PAC en circulation

Chine

Livre blanc sur l'industrie de l'énergie à base d'hydrogène et des piles à combustible (2019)

- Mobilité

- 1791 véhicules (5000 en 2020 ; 50000 en 2025 ; 1 million en 2030)

- 15 stations (100 en 2020 ; 300 en 2025 ; 1000 en 2030)

Pas d’objectif

Maintien de la production à partir de charbon et développement de l’électrolyse

$120 M

- Subvention à l’achat de véhicules - Plan de développement et de construction de

stations hydrogène - Réplication du programme « Ten Cities » pour

les véhicules à PAC

NC

- Volonté des autorités de répliquer la politique industrielle menée sur les véhicules électriques à batteries

- Larges surplus d’électricité

- Focalisation de la Chine sur l’usage de l’hydrogène dans la mobilité (en particulier les véhicules lourds)

- Production d’hydrogène basée sur un mix électrique très carboné (charbon dominant)

- Manque de projets de démonstration


Pays


de route hydrogène

(année)

Applications



en hydrogène



Statistics (2018)


Création de valeur


gouvernementales






Survey (2018)



terme)

renouvelable produits

- Des moyens financiers conséquents pourraient être consacrés aux infrastructures de recharge, même en l’absence de marché

commerciale à grande échelle

- Cadre règlementaire à consolider

Corée du Sud

Feuille de route pour une économie hydrogène à 2040 (2019)

- Mobilité - PAC stationnaires

pour les ménages et l’industrie (y compris de forte capacité)

- 900 véhicules (81000 en 2022 ; 6,2 millions en 2040)

- 14 stations (310 en 2022 ; 1200 en 2040)

- 1,5 GW de PAC déployées dans l’industrie en 2022 et 15 GW en 2030 (contre 0,3 GW en 2018)

Imports depuis l’Australie et objectif de production domestique de 5,26 millions de tonnes annuelles en 2040

$50 M

- Subventions à l’achat de véhicules et au déploiement de stations

- Développement de partenariats public-privé pour financer et déployer les stations de recharge (ex. HyNet)

38,35 Md$ de valeur ajoutée annuelle et 420000 emplois créés à horizon 2040

- Objectifs de développement volontaristes et fortes ambitions à l'export

- La filière pile à combustible est menée par le constructeur coréen Hyundai qui mise sur ce vecteur depuis près de 15 ans

- La Corée du Sud doit encore engager des efforts de déploiement de stations de recharge très significatifs pour atteindre ses objectifs

- L’accent n’est pas mis sur l’approvisionnement en hydrogène vert

Etats-Unis

Feuille de route nationale sur l’hydrogène énergie (2002)

- Mobilité - Cogénération

résidentielle

- 5899 véhicules (13400 en Californie en 2020 ; 37400 en 2023)

- 63 stations (94 en Californie en 2023 ; 200 en 2025)

Pas d’objectif

Pas d’objectif de production d’hydrogène faiblement carboné au niveau fédéral : maintien du vaporeformage et de la gazéification du charbon, développement du CCUS En Californie, l’Etat requiert qu’un tiers de l’hydrogène commercialisé dans les stations soit d’origine renouvelable

$115 M

- Quotas de véhicules à carburants alternatifs dans la flotte fédérale

- Subventions au déploiement de solutions hydrogène dans les aéroports et de chariots élévateurs à hydrogène

En Californie : - Critère d’intensité carbone des carburants

(Low Carbon Fuel Standard) - Programme Zero Emissions Vehicle qui oblige

les constructeurs automobiles à mettre sur le marché une certaine proportion de véhicules zéro émission (dont hydrogène) en Californie

- Primes à l’achat ou à la location de véhicules propres pour les particuliers, les entreprises et les collectivités

- Adoption précoce d’une feuille de route nationale

- Intérêt du très large panel de dispositifs de soutien mis en place en Californie

- Volontarisme du California Fuel Cell Partnership (CaFCP), un partenariat public-privé

- Les Etats-Unis sont impliqués principalement sur l’usage de l’hydrogène dans la mobilité et avant tout grâce à l’avance prise par la Californie en matière de déploiement

- Réduction brutale des crédits accordés à l’hydrogène en 2012 (après de forts investissements de R&D publique dans les années 2000)


Pays


de route hydrogène

(année)

Applications



en hydrogène



Statistics (2018)


Création de valeur


gouvernementales






Survey (2018)



terme)

- Quotas appliqués aux opérateurs de transport public et à l’Etat californien lors du renouvellement de leurs flottes

- Avantages d’usage (High-Occupancy Vehicle lanes)

- Subvention des coûts d’investissement et d’opération des stations hydrogène

- Soutien à l’opération des stations via un système de crédits pour l’infrastructure de recharge hydrogène (Infrastructure credits) correspondant à la capacité inutilisée

Japon

Feuille de route pour une « société hydrogène » (2014)

- Mobilité - Bâtiment

(cogénération résidentielle)

- Production d’énergie

- 2926 véhicules (40000 en 2020 ; 200000 en 2025 et 800000 en 2030)

- 100 stations (160 en 2020 ; 320 en 2025)

Pas d’objectif

Dès les années 2020 et à moyen terme, importations majoritaires, notamment depuis l'Australie (gazéification de lignite avec CCS) Développement de l’électrolyse à partir de 2030

$169 M

- Subvention au déploiement des stations et des véhicules

- Subventions pour la gestion et l’opération des stations

- Consortium « stations à hydrogène » formé à l’initiative du METI, composé de 11 entreprises et soutenu par la Banque de développement japonaise pour assurer la construction de 300 stations sur 10 ans à partir de 2018

- Réflexion en cours sur la mise en place d’une fiscalité en faveur des investissements dans les projets d’hydrogène décarboné

- Efforts de simplification règlementaire - Soutien public massif à la R&D et aux projets

de démonstration

NC

- Adoption de longue date d’une stratégie intégrée et de long terme

- Rôle de coordination du METI

- Mobilisation de moyens publics conséquents

- Recours à l’hydrogène décarboné envisagé à l’horizon 2040 seulement (lignite avec CCS et renouvelables)

- Règlementation très contraignante qui renchérit le coût des stations


Axe 2 – Analyse des acteurs en présence et de la chaîne de valeur La chaîne de valeur de l’hydrogène

Les maillons (et sous-maillons) analysés de manière détaillée dans la suite de l’étude sont les suivants :

Figure 15: Chaîne de valeur de l'hydrogène


La chaîne de valeur de l’hydrogène se décompose en trois grands segments :

Sites de production Pour produire l’hydrogène, il faut tout d’abord développer un site de production adapté et le doter des équipements de production d’hydrogène. Selon la méthode de production privilégiée, il peut s’agir de centrales de reformage, le processus de production le plus communément utilisé à ce jour. Des électrolyseurs permettent quant à eux de produire de l’hydrogène renouvelable, si l’électricité qui les alimente est elle-même décarbonée (nucléaire) ou d’origine renouvelable.

Les prévisions de croissance de la demande en hydrogène (l’AIE envisage un décuplement à horizon 2050) annoncent une forte dynamique pour le marché de la construction de sites de production d’hydrogène et de fabrication d’équipements. En particulier, la volonté croissante de produire de l’hydrogène renouvelable devrait bénéficier aux fabricants d’électrolyseurs.

Après construction, il est encore nécessaire de s’assurer de la maintenance et du bon fonctionnement du site. Le développement de sites peut également inclure le financement. Certains énergéticiens proposent ainsi des offres de tiers-investissement (en portant directement l’infrastructure) pour le compte de clients industriels en complément de l’exploitation du site.

Conditionnement L’hydrogène produit peut être consommé sur place grâce à une infrastructure de distribution, ou bien compressé et stocké pour être transporté jusqu’à son utilisateur final. La chaîne de valeur de l’hydrogène comprend donc également tout le volet de fabrication des équipements de compression, de stockage et de transport de ce vecteur énergétique.

Avec le déploiement des stations de recharge pour véhicules à hydrogène et dans le cas d’une production d’hydrogène centralisée, le stockage et le transport vont devoir se développer pour alimenter l’ensemble du réseau. Cependant, face aux coûts de transport et de stockage, les acteurs industriels peuvent privilégier la production locale d’hydrogène avec des électrolyseurs de taille plus petite.

Utilisation finale de l’hydrogène Véhicules et stations L’application mobilité comprend d’une part la fabrication des véhicules (de la production des pièces à leur assemblage) et leur maintenance et, d’autre part, le développement de stations de recharge.

Face l’intérêt croissant pour les véhicules à hydrogène, les constructeurs automobiles vont augmenter leurs capacités de production pour satisfaire la demande. Les ventes de la Hyundai Nexo ont ainsi récemment été freinées par les capacités de production limitées du constructeur42. Selon l’Hydrogen Council, environ 10 millions de véhicules à hydrogène pourraient être en circulation dans le monde en 2030, le nombre de stations de recharge va donc également devoir croitre pour servir cette nouvelle flotte de véhicules.

Industrie Le principal marché actuel de l’hydrogène est l’industrie. Il est amené à croître et pourrait atteindre à terme environ 75 millions de tonnes d’hydrogène par an selon l’Hydrogen Council (contre environ 60 millions de tonnes actuellement).

Selon les applications industrielles, des équipements spécifiques doivent être mis en place sur site. Par exemple, dans l’industrie du raffinage, l’hydrogène sert à la purification de pétrole brut et à la production de biocarburants/sables bitumineux. Des tuyaux, pompes, compresseurs et réacteurs doivent être fabriqués et assemblés à ces fins.

Par ailleurs, l’extension de l’utilisation d’hydrogène décarboné à des industries utilisant actuellement des combustibles fossiles va contribuer à augmenter la demande industrielle d’hydrogène.

42 H2-Mobile, Voiture à hydrogène : le Hyundai Nexo victime de son succès, 2019


Cartographie mondiale des acteurs présents dans l’hydrogène

Le tableau suivant présente les principaux acteurs de la chaîne de valeur de l’hydrogène (fabricants d’électrolyseurs, de piles à combustible, gaziers industriels, constructeurs et équipementiers automobiles, etc.) et leur présence sur les différents maillons.

On observe l’arrivée de nouveaux entrants dans la filière hydrogène, notamment de grands acteurs dont l’intérêt pour l’hydrogène croît et qui créent des filiales dédiées. L’énergéticien EDF a ainsi lancé Hynamics en avril 2019, filiale qui propose une offre d’hydrogène bas carbone pour l’industrie et la mobilité43. Areva avait déjà créé dès 2001 Areva Stockage d’Energie, rebaptisé Helion Hydrogen Power en 2019.

Plusieurs start-ups spécialisées émergent également, en particulier sur le segment de la fabrication d’équipements (par exemple, Ergosup ou Powidian pour les électrolyseurs).

La construction de véhicules électriques à hydrogène légers semble actuellement dominée par des acteurs asiatiques qui développent de nouveaux modèles propulsés à l’hydrogène. Les acteurs chinois développent également toute la filière amont avec plusieurs entreprises positionnées sur la fabrication d’électrolyseurs, de stacks et de piles à combustible.

Plusieurs acteurs allemands se positionnent comme fabricants d’équipements et spécialistes de la compression, mais également comme distributeurs d’hydrogène avec un des géants du gaz Linde Group.

Depuis plusieurs années, un mouvement de consolidation s’accélère dans le secteur :

• En 2014, EDF et Total Energy Ventures investissent dans la start-up allemande Sunfire ;

• En 2015, Michelin entre au capital de la start-up française Symbio ;

• En 2015, Air Liquide Venture Capital et plusieurs autres fonds d’investissement entrent au capital de la start-up française Ergosup ;

• En 2016, Engie rejoint Michelin au capital de Symbio ;

• En 2017, Proton OnSite est racheté par Nel Hydrogen ;

• En 2017, Plastic Omnium acquiert Swiss Hydrogen, spécialisé dans les PAC destinées à la mobilité, et Optimum CPV, spécialisé dans le stockage à haute pression de l’hydrogène;

• Fin août 2018, le fabricant canadien de PAC Ballard Power Systems annonce une collaboration stratégique avec Weichai Power, le grand conglomérat chinois spécialisé dans les moteurs, pièces automobiles et la logistique. Weichai acquiert une participation de 19,9 % dans Ballard pour 163 millions de dollars ;

• En juin 2018, McPhy et EDF signent un partenariat pour le développement de l’hydrogène décarboné qui se traduit par un investissement d’environ 16M€ d’EDF dans McPhy via la souscription à une augmentation de capital réservé ;

• En décembre 2018, Shandong Weijiao Holding investit dans Beijing CEI Technology au moyen d'une augmentation de capital ;

• En janvier 2019, Air Liquide prend une participation de 18,6 % au sein d’Hydrogenics, société canadienne spécialiste des équipements de production d’hydrogène par électrolyse ;

• Depuis mars 2019, Michelin et Faurecia détiennent Symbio à parts égales ;

• En juillet 2019, Toyota et FAW se lancent dans une coopération sur les véhicules utilitaires à hydrogène ;

43 EDF, EDF lance Hynamics, une filiale pour produire et commercialiser de l’hydrogène bas carbone, 2019


• En septembre 2019, l’acteur chinois Sinopec Capital réalise des investissements stratégiques pour développer le système des piles combustibles ;

• En avril 2019, Air Liquide et Chengdu Huaqi Houpu Holding co., Ltd, ont finalisé la création d’Air Liquide Houpu Hydrogen Equipment co., Ltd, une coentreprise pour le développement, la fabrication et la commercialisation de stations de recharge d’hydrogène pour véhicules électriques à PAC ;

• En septembre 2019, Iveco et l’américain Nikola concluent un partenariat en vue du développement d’un camion à hydrogène, tandis qu’Hydrogenics est racheté par le motoriste américain Cummins ;

• En octobre 2019, enfin, une joint-venture entre le britannique ITM Power et Linde Group est annoncée.

Le nombre de partenariats et d’investissements entre les industriels et les acteurs en développement de la filière hydrogène-énergie continue d’augmenter. Ces rapprochements témoignent d’un engouement croissant pour la filière hydrogène et devraient permettre aux nouveaux acteurs d’intensifier leur déploiement industriel et commercial.

Les acteurs misent principalement sur l’électrolyse pour la mobilité et n’hésitent pas à investir dans de nouvelles technologies telles que l’électrolyse par membrane à échange de protons (PEM), voire l’électrolyse haute température encore en cours de développement.

Sur la partie développement de sites de production d’hydrogène, les acteurs positionnés semblent principalement être de grands groupes industriels ou des énergéticiens, dont la part d'activité consacrée à l'hydrogène n'est pas majoritaire (sauf dans le cas de filiales dédiées). Cependant, il existe des acteurs plus petits, spécialisés dans l'hydrogène, qui proposent également des services de développement d'entités de production (Hydrogenics, McPhy…).

L’exploitation et la maintenance sont souvent assurées directement par les développeurs de sites.

Pour la fabrication d'équipements de production, on retrouve des acteurs allemands importants comme Thyssenkrupp et Siemens, mais aussi plus d'une quinzaine d'acteurs plus petits et engagés majoritairement dans le secteur de l'hydrogène.

Sur le segment du conditionnement, notamment de la compression et du stockage, ce sont beaucoup d’acteurs spécialisés dans le secteur du gaz qui se dégagent. De même sur le sous-maillon du transport, mais où il semble en revanche que moins d’acteurs s’affichent.

Enfin concernant l’utilisation, un éventail d’acteurs a été identifié sur le segment d’utilisation de l’hydrogène par les véhicules.

Ainsi parmi les constructeurs et les équipementiers (automobiles et autres transports) recensés, on constate que plusieurs acteurs à forts capitaux sont positionnés sur le véhicule à hydrogène (Volkswagen, Toyota, Mercedes-Benz, Honda, Bosch, Michelin, Alstom, Nikola…), mais également que d’autres émergent dont certains ne misent que sur l’hydrogène (Plug power, E-truck Europe, Pragma Industries…).

Les fabricants de piles à combustible recensés sont de tailles variables, mais la plupart d’entre eux sont spécialisés et consacrent toute leur activité à la technologie hydrogène et le développement de piles à combustible.

Pour les stations de recharge, le marché est dominé par des acteurs industriels majeurs, spécialistes du gaz, auxquels s’ajoutent énergéticiens et acteurs pétroliers.

Enfin, en industrie, des acteurs spécialisés se positionnent comme fabricants des électrolyseurs de fortes capacités et les fournisseurs sont majoritairement de grands groupes.


Tableau 3 : cartographie internationale des acteurs de la chaîne de valeur de l’hydrogène




Avertissement : Tableau non-exhaustif, renseigné à partir des données publiquement disponibles pour chaque entreprise après retraitement par EY


Enjeux, barrières et leviers relatifs à chaque maillon

Le principal enjeu qui concerne l’ensemble des maillons de la chaîne de valeur de l'hydrogène est d'ordre économique, c'est-à-dire celui des investissements et des financements à mobiliser pour développer la filière. Que ce soit pour la construction de sites de production, pour la fabrication d'équipements ou pour le développement du réseau de distribution, les coûts constituent une vraie barrière à surmonter par tous les acteurs.

Des enjeux technologiques animent également les acteurs de la plupart des maillons. Il demeure des opportunités d'amélioration de l'efficacité des équipements existants (durée de vie des stacks, niveau de pression embarquée des camions tube-trailers, capacité des stations de recharge, performance des capteurs et systèmes de contrôle des stations, etc.). Plusieurs technologies innovantes sont également en cours de développement sur tous les maillons (électrolyse haute température, compression électrochimique, transport sous forme liquide, stockage solide, CCUS, etc.). L’optimisation des consommations énergétiques engendrées par certains maillons, tels que la compression ou l'approvisionnement industriel par exemple, est aussi un défi auquel font face les acteurs concernés.

La filière hydrogène est en cours de structuration, en France comme à l’étranger. Le passage à une capacité de production industrielle des équipements, la normalisation technique entre opérateurs de stations de recharge ou l'adaptation des réseaux d'électricité aux demandes des sites industriels, contribueront à réduire les coûts et à faciliter le déploiement des technologies hydrogène.

Alors que les outils réglementaires et fiscaux actuels apparaissent comme des leviers lorsqu'il s'agit d'instruments de tarification du carbone (pour la production d’hydrogène renouvelable), certaines législations nationales s’avèrent contraignantes pour le déploiement de certains segments (cas des stations de recharge).

Enfin, la filière doit se confronter à des enjeux liés aux caractéristiques intrinsèques de l'hydrogène et à ses propriétés physico-chimiques, qui demandent d’adapter les modes de stockage et de transport, ou de s’assurer de la gestion des risques de sécurité.

Ainsi, la baisse des coûts, par exemple à travers l'industrialisation de la production des équipements, apparait comme un levier essentiel et commun à une très grande majorité des maillons. Ce passage à l’échelle pourrait se faire notamment à travers des solutions de financement innovantes ou le développement de mécanismes de soutien.

Le tableau qui suit détaille les différents enjeux, barrières et leviers propres à chaque maillon.


Maillon Sous-maillon Enjeux Freins Leviers

Prod

uctio

n

Développement de sites,

exploitation et maintenance

Choix de la technologie la plus intégrée à son milieu. Exemples de facteurs de décision divers : existence de besoins industriels en soude, coûts de raccordement au réseau, proximité à un port méthanier, etc.

Visibilité à long terme sur les besoins en hydrogène, nécessaire de par la taille des investissements dans les actifs de production

Diminution des risques de rupture d'approvisionnement

× Montant des investissements et des financements nécessaires (à titre d’exemple, une usine de production de 28 000 tonnes d’hydrogène bas carbone (annuel) représenterait entre 230 et 250 millions d’euros d’investissements)

Possibilités de location d’équipements Solutions de financement innovantes

(tiers-financement) Mutualisation des besoins en

hydrogène

Fabrication d’équipements

pour la production

d’hydrogène par électrolyse

Capacité de production industrielle / structuration de la chaîne de valeur

Amélioration de l’efficacité de la production d’hydrogène et des capacités unitaires

Amélioration de la durée de vie du stack (qui représente 40% du coût total de l’électrolyseur)

R&D sur des technologies adaptées à des systèmes décentralisés

Fermeture du gap de compétitivité avec l’hydrogène produit par vaporeformage

Développement de projets plus ambitieux suite aux preuves de viabilité apportées par des projets d’électrolyseurs PEM de grande capacité (10MW)

× Coûts trop élevés et faible compétitivité face aux autres technologies de production d’hydrogène

× Fonctionnement à l’eau douce qui limite l’utilisation de la technologie dans des zones soumises au stress hydrique

× Faible maturité, coûts élevés et inertie thermique importante (et donc démarrage et arrêt longs) des électrolyseurs haute température (SOEC)

Technologie comparativement plus attractive pour les pays disposant de ressources renouvelables ou nucléaires importantes, notamment si ces pays dépendent actuellement d’importations coûteuses de gaz naturel

Développement d’instruments de tarification du carbone dans les secteurs où l’hydrogène est une solution de réduction des émissions à bas coût, comparativement aux autres technologies

- Maturation de la technologie SOEC qui repose sur des matériaux aux coûts plus bas

- Objectifs nationaux de déploiement de véhicules à hydrogène et stations de recharge R&D sur de nouvelles technologies de

production d’hydrogène qui devraient réduire les coûts et les impacts environnementaux



Con

ditio

nnem

ent

Compression

Obtention de pressions plus élevées afin de maximiser les quantités d’hydrogène transportable

Développement de moyens de transport sur de longues distances et d’une distribution locale de l'hydrogène pour contrer sa faible densité volumique

Réduction des coûts liés à la dépense d’investissement initiale pour les centres de conditionnement

Développement de l’offre qui reste encore réduite sur ce segment

× Coût énergétique de la compression × Risques de sécurité liés à un gaz

sous haute pression × Problèmes de fiabilité du système de

compression pour des utilisations intermittentes (dans les stations de recharge)

Développement de nouveaux procédés de compression électrochimiques

Appui aux quelques acteurs français innovants du segment

Stockage

Adaptation du mode de stockage au volume à stocker, à la durée de stockage, à la vitesse de décharge

Réduction de l’encombrement et du volume des systèmes de stockage

Réduction des coûts Développement du stockage mobile

× Encombrement × Stockage principalement stationnaire × Coût énergétique du stockage sous

forme liquide × Risques de sécurité en cas de fuite

- Possibilité de stockage sous forme liquide par cryo-compression, qui permet d’abaisser le volume du réservoir Développement de la conversion en

ammoniac/LOHC A moyen terme, possibilité de

stockage géologique en sous-terrain (cavités salines) qui permet de stocker en grandes quantités à faibles coûts

Transport

Adaptation du réseau de gaz naturel existant au transport d’hydrogène

Capacité d’hydrogène par camion (augmentation de la pression embarquée aujourd’hui limitée à 700 bar, et mise au point de réservoirs supportant de plus hautes pressions mais conservant un poids acceptable) afin de réduire les coûts par kg d’H2 livré

× Coûts de transport élevés qui poussent à une production locale d’hydrogène

× Possibles pertes d’énergie liées par évaporation

Exploitation à bon escient de capacités de production centralisées et décentralisées

Exploitation du réseau de pipeline pour gaz naturel existant

Développement de matériaux et vannes spécifiques au transport d’hydrogène pur via pipelines afin d’éviter les pertes



Exploitation du réseau de transport maritime existant, permettant un transport à grande échelle

Util

isat

ion

Véhicules

Développement de réseaux de stations de recharges.

Amélioration de la maturité technologique de l’hydrogène pour les véhicules lourds

Dynamisation de la demande en diminuant les coûts d’acquisition et de possession des véhicules hydrogène

Baisse du coût des piles à combustible et placement des acteurs français dans un contexte mondial où certains constructeurs, asiatiques notamment, prennent de l’avance dans la mise à l’échelle de leur fabrication

Amélioration des performances et de l’efficacité des capteurs et systèmes de contrôle

× Le manque d’infrastructure hydrogène freine le développement des stations

× Coût actuel de production d’hydrogène bas-carbone

× Production des composants encore à trop petite échelle. Par exemple, pour les réservoirs, les principales baisses de coût viendront d’une production grande échelle, et atteindraient 20% – en comparaison avec les prix actuels – pour 100 000 unités par an.

× Une limite existe cependant aux réductions de coûts grâce à la mise à l’échelle de la production de piles à combustible : seulement 10% en passant de 100 000 à 500 000 unités par an

× Les baisses de coûts ne peuvent se faire au détriment de la durabilité de la pile

Accentuer l’effort de développement sur le segment des véhicules longue distance, qui pallient le manque de stations

Utiliser les technologies à l’état de l’art pour amener le coût des piles à combustible aux alentours de 165€/kW

Recherche pour diminuer les quantités de platine utilisées dans les stacks, ainsi que le coût des plaques bipolaires

Recherche pour améliorer et simplifier les processus d’intégration des éléments d’une pile, qui représentent un coût conséquent de par l’expertise technique requise ainsi que leur lenteur

Pour les stacks, une échelle de production de 100 000 unités par an pourrait réduire de 65% (à 45€/kW) le coût combiné des éléments : plaques bipolaires, membranes, catalyseur et couche de diffusion

Stations de recharge

Obtention d’une rentabilité élevée pour les stations

Cadre réglementaire relatif à la sécurité n’entravant pas les projets d’implantation de stations

Développement de stations à forte capacité. Le coût du kilogramme

× Coûts élevés sur l’ensemble de la chaîne de valeur des stations

× Législations et contraintes de sécurité variables selon les pays

× Activité de maintenance des stations encore peu développée

Développement de stations à proximité de sites industriels de production d’hydrogène – lorsque cela fait sens en termes d’implantation

Tirer parti des zones de production d’électricité à faible contenu carbone (nucléaire, renouvelables) pour



d’hydrogène est réduit de 75 % par le passage à l’échelle entre une station de 50 kg/jour à 500 kg/jour

Normalisation, entre opérateurs, de la température de l’hydrogène lors de la recharge (- 40 °C ou - 20° C)

Harmonisation des conceptions et interfaces des stations de recharges entre opérateurs afin d’améliorer la chaîne d’approvisionnement en composants

× Si l’hydrogène n’est pas produit sur place, son acheminement peut être coûteux en termes d’émissions de CO2. Une étude au cas par cas est cependant nécessaire, de par les émissions potentiellement élevées des stations de petite taille.

× Longueur du processus d’obtention du permis de construire et durée de construction d’une station

proposer un hydrogène environnementalement compétitif

Profiter des flottes captives pour maximiser la rentabilité des stations (bus, logistique de proximité, …)

Développer des stations distribuant de plus grandes quantités d’hydrogène afin de faire baisser son coût unitaire

Standardisation entre développeurs afin de réduire la durée de construction

Industrie

Remplacement de l’hydrogène utilisé actuellement dans l’industrie et produit par vaporeformage par de l’hydrogène bas carbone ou renouvelable

Démocratisation des électrolyseurs de grande capacité pour l’alimentation en hydrogène des sites industriels

Demande croissante dans les secteurs industriels consommateurs d’hydrogène

Consommations d’énergie bas carbone importantes, donc des disponibilités et réseaux de transport d’électricité appropriés sont nécessaires

Utilisation de l’hydrogène en remplacement de combustibles fossiles utilisés comme matière première dans certains procédés industriels

× Coûts d’investissement et montant des financements nécessaires

× Coûts opérationnels liés au prix de l’électricité

× Nécessité de disposer d’un maillage suffisant du réseau de transport d’électricité compte tenu des quantités d’électricité requises pour l’électrolyse

- Développement de la technologie Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS) à partir d’hydrogène Solutions de financements innovantes

(exemple du tiers-investissement, pour les besoins industriels diffus. Souvent les entreprises avec un besoin faible mais constant préfèrent dépendre d’un approvisionnement par camion pour limiter les risques et investissements. Le financement de l’infrastructure, son installation, exploitation et maintenance par un acteur tiers - le gazier par exemple - et non par l’industriel peut alors apporter une solution bas carbone)

Hausse du prix des quotas carbone pour l’industrie, avec, en parallèle, un accompagnement vers l’hydrogène.

Tableau 4: Enjeux, barrières à faire tomber et leviers à développer des principaux maillons


Investissements industriels déjà identifiés dans le monde (en cours ou à venir)

Toujours dans le but de mieux évaluer le potentiel des entreprises françaises dans le contexte mondial, une étude des dynamiques financières a été effectuée. Celle-ci met en évidence les investissements de l’écosystème de l’hydrogène quelle que soit leur nature. Les principales catégories relevées sont les investissements industriels (constructions d’unités de production d’hydrogène, d’usines de fabrication de véhicules, etc.), les investissements liés à la recherche, et les montées au capital ou acquisitions entre entreprises.

L’analyse des investissements industriels révèle un écosystème de l'hydrogène de plus en plus dynamique et mature. 42 investissements ont pu être recensés, dont 31 avec des montants connus, pour un total d'environ 24 Md€ (13,4 Md€ en production, 10,7 Md€ en utilisation, 25 M€ en conditionnement).

Figure 16 : Répartition des investissements industriels identifiés et dont les montants sont connus par pays et par maillon

On peut retenir les faits marquants suivants :

• L'écosystème hydrogène se structure pour adresser les principaux défis posés par la technologie, comme la mise à l'échelle de la production d'équipements ou la construction d'infrastructures de recharge, indispensables au déploiement des véhicules à pile à combustible. Sur ce dernier point, il est à noter que des acteurs historiques de la mobilité conventionnelle tels que Total44 et Shell prennent position et poussent à la construction d'un réseau de stations.

• Les investissements pour un hydrogène bas-carbone sont de montants très variables en fonction des géographies considérées. A titre d'exemple, il existe un projet australien de 5 GW et 6,7 Md€ auquel participera Siemens pour assurer jusqu’à 10% des besoins en hydrogène des marchés asiatiques45, tandis qu’Air Liquide porte deux projets à 30 M€ pour la construction d'unités de capture du CO2, mais peu de projets ont été recensés entre ces montants. Pour rappel, la part d'hydrogène produit par électrolyse dans le monde est de 2 % en 2019.

44 Total, TOTAL a trailblazer of hydrogen mobility. Lien : https://de.total.com/en/electric-mobility-high-cruising-range 45 Siemens, New renewable hydrogen project announced. Lien : https://new.siemens.com/au/en/company/press-centre/2019/murchison-renewable-hydrogen-project.html


• La notable prise de position d'Amazon dans Plug Power, constructeur de chariots élévateurs, semble confirmer un potentiel conséquent de l'hydrogène pour certaines applications de niche.

• Sur le plan international, l'Asie se positionne très fortement dans le domaine de l’hydrogène. Des projets de production à grande échelle de piles à combustible vont être menés par Hyundai (6,7Mds$ sur 10 ans) et Honda (en joint venture avec General Motors).

Les très nombreuses interactions entre entreprises de type joint-ventures, montées au capital et acquisitions soulignent la volonté des acteurs de prendre le contrôle de leurs chaînes d'approvisionnement et de la valeur ajoutée associée. Le nombre d'investissements recensés chez les acteurs privés relatifs aux applications finales de l'hydrogène signale une maturité croissante de la technologie.


Investissements industriels (en cours ou à venir) par maillons

Maillon Sous-maillon Acteur (et

implantation du siège social)

Investissements industriels Année Montant Objet

Prod

uctio

n

Développement de sites

H2V 2019 230-250 M€

Proposition du projet H2V Industry, soumis jusqu’au 20 novembre 2019 à une concertation, ouverte au public, sur son implantation et son raccordement électrique. En cas de succès, les deux usines produiraient 28 000 tonnes d’hydrogène, avec une entrée en service en 2022 et 70 à 100 emplois créés. L’issue du projet demeure incertaine cependant, du fait du cadre de soutien actuel qui ne soutient pas l’injection dans les réseaux de gaz ’

Air Liquide 2018 150 M$ Décision d’Air Liquide de construire une unité de production d’hydrogène répondant aux besoins des véhicules à pile à combustible de Californie.

Air Liquide 2015 30 M€ Construction de CryoCap, la première technologie de capture cryogénique du dioxyde de carbone produit lors du procédé de vaporeformage.

Fluxys 2019 25 M€ Construction d’un site de production d’hydrogène en partenariat avec le groupe de supermarchés Colruyt, d’une capacité de 12 à 25vMW et visant à exploiter le surplus d’électricité produit par les parcs éoliens en mer.

ITM Power 2019 NC

Etude de faisabilité d’un projet d’électrolyseur PEM de plusieurs GW, co-financée par le gouvernement britannique (dans le cadre de la « BEIS Hydrogen Supply Competition »). Le projet, dénommé « Gigastack », est porté par ITM Power aux côtés de Ørsted UK, qui exploite des parcs éoliens offshore et de Element Energy. Si l’étude est concluante, le projet pourra solliciter un soutien supplémentaire pour son déploiement.

EDF Energy 2019 NC

Projet « Hydrogen to Heysham » (H2H) visant à produire de l’hydrogène bas-carbone par électrolyse à partir de l’électricité générée par les centrales nucléaires de Heysham. Après une phase d’étude de faisabilité achevée en septembre 2019, le projet devrait se poursuivre (s’il est sélectionné par le gouvernement britannique) par une phase de démonstration de 2020 à 2022.

Fabrication d’équipements

Siemens AG 2020 à 2028 6,7 Md€ Participation au projet de construction d’infrastructures de production d’hydrogène sur un parc éolien et solaire de 5000 MW, à Murchison en Australie. Siemens fournira la technologie d’électrolyseurs.

Hyundai Motor Group 2020 à 2030 6,7 Md$ Investissements par Hyundai Motor Group et ses fournisseurs à hauteur de 6,7 Md$ jusqu’en 2030,

dans l’optique d’augmenter leur échelle de production de piles à combustible d’un facteur 200. Honda 2020 85 M$ Investissement, en joint-venture avec General Motors, pour la production à grande échelle de piles à

combustible.

Proton OnSite 2017 70 M$ Acquisition de la totalité des parts de Proton OnSite par Nel Hydrogen.

ITM Power 2019 38 M£ Levée de 52 M£ par ITM Power dont 38 issus d’une montée au capital par Linde UK Holdings. Joint-venture avec Linde pour fournir de l’hydrogène bas carbone à des projets industriels de grande échelle, principalement à partir de 10MW.

Sunfire 2019 25 M€ Levée de 25 M€, principalement par le constructeur d’usines de sidérurgie Paul Wurth, afin de commencer à développer des projets commerciaux de plusieurs mégawatts.


McPhy 2014 23 M€ Levée de 23 M€ lors de l’introduction en Bourse de McPhy.

Ergosup 2019 11 M€ Levée de fonds en 2019, auprès du fonds PSIM (programme de soutien à l’innovation majeure) qui permettra de lancer la production de petites séries, de développer la commercialisation et de recruter de nouveaux profils de type commerciaux, chefs de projet et techniciens.

AREVA H2Gen 2016 2,5 M€ Ouverture d'un site pour production de 30 électrolyseurs par an, de 25 à 600 kW, aux Ulis en juin 2016.

Alcrys 2015 500 k€ Levée de fond auprès de Crédit Agricole, Bpifrance, Paca Emergence en décembre 2015. Beijing CEI Technology 2018 NC Investissement reçu de la part de Shandong Weijiao Holding au moyen d'une augmentation de capital.

Hydrogenics 2019 NC Acquisition de Hydrogenics par Cummins avec le support d’Air Liquide.

Nel Hydrogen 2019 NC Installation de la plus grande ligne automatique au monde pour la fabrication des électrolyseurs alcalins à Herøya (Norvège) (a bénéficié en septembre 2019 d’une subvention de 9,25 millions de NOK de la part de l'entreprise publique norvégienne Enova).

Powidian 2019 NC Inauguration en septembre 2019 d’une plateforme de développement industriel destinée aux tests et à la validation des technologies de la start-up.

Exploitation et maintenance de sites

NC

Con

ditio

nnem

ent

Compression Linde Group 2011 NC Développement d’une nouvelle technologie de compression ionique.

Stockage Faurecia 2019 25 M€ Création d’un centre d’expertise mondial sur les systèmes de stockage d’hydrogène, en France.

Ad-Venta 2017 NC Montée au capital d’Ad-Venta par Faurecia.

Transport NC

Util

isat

ion

Véhicules

Hydrogen Council 2017 à 2022 10 Md$ Daimler, BMW et Toyota mènent un groupe de 13 entreprises s’engageant à investir plus de 10Mds$ en 5 ans, afin de développer assez d’infrastructures et d’avancées technologiques pour accélérer l’essor des véhicules à hydrogène.

Scania 2021 344 M$ Annonce par le constructeur Scania d’un investissement de 1,4 milliards de Réals pour améliorer son usine de Sao Bernardo do Campo au Brésil.

Nikola Motor 2019 250 M$ Investissement par CNH, constructeur européen de poids lourds, à hauteur de 250 M$ en série D dans Nikola Motor. L’entreprise vise à livrer des camions à pile à combustible ainsi que des stations hydrogène à partir de 2022.

Nikola Motor 2019 230 M$ Entrée au capital de Nikola par Bosch et Hanwha.


Plastic Omnium 2019 200 M€ Investissements divers dans le but de dominer le marché du véhicule à hydrogène. Mise en place d’une unité New Energies dédiée, ouverture d’un centre de recherche à Bruxelles en 2019, et investissement de 200 M€ sur une période de 5 ans.

Ballard 2018 162 M€ Montée au capital de Ballard par Weichai, à hauteur de 19,9 %.

Plug Power 2019 70 M$ Engagement par Amazon, en complément avec sa montée au capital de Plug Power, d’acheter à hauteur de 70 M$ de produits de l’entreprise.

Nikola Motor 2019 23 M$ Acquisition en mars 2019 par Nikola d’une parcelle de 389 acres à Coolidge, en Arizona. Nikola s'attend à ce que la construction de son usine de camions démarre en 2020 et qu’elle puisse produire entre 35 et 50 000 camions par an d'ici 2023.

Wrightbus 2019 7,5 M£ Commande par la ville d’Aberdeen, au Royaume-Uni, de 15 bus à hydrogène qui seront produits par Wrightbus

Alexander Dennis 2019 6,4 M£ Lancement par la ville de Liverpool d’un projet de bus à hydrogène qui seront produits par Alexander

Dennis.

Pragma Industries 2018 1,6 M€ Appel par Pragma Industries, pour ses vélos à hydrogène, aux investisseurs particuliers sur une

plateforme de financement participatif et levée de 1,6 M€.

Unique Electric Solutions 2018 500 k$

Financement par NYSERDA à hauteur de 500 k$ afin de développer et tester un système de conversion hydrogène, qui potentiellement débouchera sur la conversion de 1500 camions de livraison UPS à New-York.

Helion Hydrogen Power

2019 NC Mise en place d’une unité de production dédiée à l'assemblage automatisé des cœurs de pile. Prévision de production de 500 stacks par an en 2022, accompagnée d’une division des coûts de production par trois.

Re-fire 2019 NC Investissements stratégiques par Sinopec Capital pour développer le système des piles à combustible.

Stations de recharge

Engie 2014 15,3 M€ Participation d’Engie, avec 10 partenaires, au projet Grhyd visant à produire et stocker de l’hydrogène à partir de surplus d’électricité. Une partie de cet hydrogène sera mélangé à du méthane pour être mis à disposition des véhicules dédiés.

Air Products 2019 NC Annonce par Air Products d’un projet de construction d’une unité de production d’hydrogène en Californie afin de pourvoir, entre autres, aux besoins des véhicules à hydrogène.

Industrie

Total 2019 400 M€ Investissement dédié à l’amélioration de la raffinerie de Donges, dont une partie ira à la construction d’une unité de production d’hydrogène par vaporeformage, nécessaire au fonctionnement du processus de désulfuration.

Air Liquide 2019 30 M€ Signature d’un contrat à long terme avec Shell pour la fourniture d’hydrogène à la raffinerie Tabangao, aux Philippines. Cette unité sera couplée à une unité de captage du dioxyde de carbone, qui pourra être employé à d’autres usages.


Refhyne 2018 à 2022 16 M€

Lancement du projet Refhyne par le FCH JU, au 18 janvier 2018. Le consortium construira une nouvelle usine d'électrolyse à hydrogène, la plus grande du genre au monde, à la raffinerie de Rheinland en Allemagne. D'une capacité de 10 MW, l'hydrogène sera utilisé principalement pour le traitement et la valorisation des produits sur le site de Wesseling de la raffinerie.

Hybrit 2016 NC

Création de HYBRIT en 2016 par SSAB, LKAB et Vattenfall. L’initiative vise à révolutionner la sidérurgie en remplaçant le charbon à coke, traditionnellement nécessaire à la fabrication de l'acier à base de minerai, par de l'hydrogène. Il en résultera la première technologie de production d'acier sans intrants fossiles au monde, avec une empreinte carbone pratiquement nulle.

Yara 2019 NC

La société mère norvégienne de Yara et Engie ont accepté de mener une étude de faisabilité sur l'intégration d'une usine d'hydrogène bas carbone dans l'usine d'ammoniac existante de Yara dans la péninsule de Burrup. L'étude portera sur un électrolyseur de 50 à 60 MW alimenté par plus de 100 MW de panneaux solaires, afin de produire suffisamment d'hydrogène pour produire 28 000 tonnes annuelles d'ammoniac.

Tableau 5: Recensement des principaux investissements industriels dans le domaine de l’hydrogène dans le monde (en cours ou à venir)


L’analyse des projets prévus ou en cours, à l’échelle internationale complète ce panorama. Globalement, on remarque une volonté d'augmentation des échelles, que ce soit en termes de nombre d'unités d'équipements produites, ou en puissance énergétique des installations.

Figure 17 : Evolution des capacités des projets de mobilité hydrogène recensés dans le monde

Source : analyse EY d’après données AIE

Figure 18 : Evolution des technologies utilisées et capacités de projets d’électrolyse recensés dans le monde

Source : analyse EY d’après données AIE


Axe 3 – Potentiel industriel et retombées pour la France Capacités industrielles et compétitivité potentielle des solutions françaises face aux solutions et pays concurrents

Atouts industriels de la France La France compte de nombreux industriels présents sur l’ensemble de la chaîne de valeur de l’hydrogène, et de la recherche au déploiement des technologies :

• Une recherche publique forte avec notamment les laboratoires du CEA (Grenoble) et du CNRS ; • Plusieurs champions nationaux dans le domaine des gaz industriels (Air Liquide), des gaziers

(Engie, Total), énergéticiens (EDF), constructeurs (Alstom, PSA, Renault, Iveco) et équipementiers (Michelin, Faurecia, Plastic Omnium) ;

• Des start ups innovantes (Symbio, McPhy, Sylfen, HySiLabs, etc.).

A l’instar des mouvements observés à l’échelle internationale, l’écosystème français de l’hydrogène est en cours de structuration, avec (recensement non exhaustif) :

• Le lancement en avril 2019 par EDF d’une filiale dédiée (Hynamics) pour produire et commercialiser de l’hydrogène bas carbone ;

• L’annonce en avril 2019 de la création d’une co-entreprise entre Michelin et Faurecia, regroupant l’ensemble de leurs activités sur la pile à combustible ;

• L’officialisation en septembre 2019 d’un partenariat entre Iveco et l’américain Nikola sur le développement de camions à piles à combustible.

Identification des maillons prioritaires Afin d’identifier les maillons prioritaires pour l’industrie française, l’ensemble de la chaine de valeur de l’hydrogène a été analysée à l’aune de :

• L’attractivité du marché : cette dimension capture la maturité technologique du maillon considéré, le potentiel de réduction des coûts, le potentiel de croissance des marchés français et européen, leur intensité emploi et la probabilité d’une délocalisation de l’activité à horizon 5 à 10 ans ;

• L’accessibilité du marché : il s’agit de déterminer la capacité des acteurs français à se positionner sur le marché, compte tenu de son intensité concurrentielle, de l’existence d’acteurs français de niveau industriel et de l’opportunité d’organisation rapide d’une filière française compétitive.

Le graphique ci-après synthétise les résultats de cette analyse qualitative, conduite sur la base des entretiens réalisés dans le cadre de l’étude, complétés d’une revue bibliographique. Au terme de cette analyse, trois familles de segments apparaissent prioritaires compte tenu des capacités industrielles existantes en France et de la compétitivité potentielle des solutions françaises :

1. Les segments plus prometteurs à court et moyen termes (horizon 2025-2030), sur lesquels les acteurs français sont favorablement positionnés et qui font l’objet d’une analyse détaillée ci-après, compte-tenu de leur potentiel de création d’emploi et de valeur ajoutée en France. Leur caractère prometteur n’implique pas pour autant que la France sera leader sur ces segments. Ils concernent :


o La fabrication de matériaux et composants stratégiques pour les applications hydrogène au sens large : piles à combustibles (stacks, membranes, etc.) et réservoirs ;

o La fabrication et l’exploitation d’équipements de production d’hydrogène (en particulier électrolyseurs) ;

o La fabrication et l’exploitation d’équipements spécialisés pour le transport et la distribution d’hydrogène (compresseurs, réservoirs, camions de transport d'hydrogène, tubes et unités de liquéfaction, stations) ;

2. Les segments qui pourraient être porteurs à un horizon moyen terme. Il importe de continuer les développements et expérimentations mais trop peu de données fiables sont actuellement disponibles pour conduire des analyses entrée-sortie :

o La production de certains véhicules ou systèmes électriques à pile à combustible (poids lourds, trains, aviation, groupes électrogènes). Ces derniers sous-maillons, moins matures, sont à considérer à plus long terme ;

o La fabrication d’équipements pour les applications industrielles de l’hydrogène (CCUS, électrolyseurs) ;

3. Les segments potentiellement significatifs à plus long terme, à continuer à explorer à travers la R&D :

o Des innovations significatives pourraient ainsi survenir sur le power-to-gas (comme les technologies de méthanation), le transport et la logistique, en lien par exemple avec le transport liquide (LOHC).

Les notations détaillées de chaque maillon sont présentées en annexe.


Figure 19 : Matrice d’analyse des sous-maillons les plus prometteurs pour l’industrie française

Source : Analyse EY « à dire d’experts » à partir des 15 entretiens réalisés dans le cadre de l’étude et d’une analyse bibliographique


Positionnement compétitif des solutions françaises sur les maillons jugés les plus prometteurs à court et moyen terme Le tableau ci-après synthétise le positionnement compétitif des acteurs et solutions françaises pour chaque maillon jugé prometteur. S’ensuit une analyse détaillée, pour chacun de ces maillons, de la compétitivité de la filière française (forces, faiblesses, opportunités et menaces), des verrous et freins rencontrés et des besoins des acteurs.

Maillon Sous-maillon Synthèse du positionnement des solutions françaises Enjeux spécifiques aux acteurs français Besoins des acteurs

Les segments plus prometteurs à court et moyen termes (horizon 2025)

Equipements de production d'hydrogène

Fabrication, développement et exploitation d'électrolyseurs

A conforter

❌ Règlementaire ✅ Industriel ✅ Technico-économique ❌ Autre

✅ R&D sur les technologies clés ✅ Financement des start-ups, PME et entreprises industrielles ❌ Développement de nouveaux produits ❌ Démonstration à des échelles significatives ✅ Industrialisation ✅ Déploiement ❌ Compétences et formation

Transport et distribution

Fabrication d'équipements spécialisés, composants, systèmes (compresseurs, réservoirs, tubes et unités de liquéfaction)

Leader

✅ Règlementaire ✅ Industriel ❌ Technico-économique ❌ Autre

✅ R&D sur les technologies clés ❌ Financement des start-ups, PME et entreprises industrielles ✅ Développement de nouveaux produits ❌ Démonstration à des échelles significatives ❌ Industrialisation ✅ Déploiement ❌ Compétences et formation

Utilisation - Véhicules

Fabrication de PAC et de ses composantes (stacks, MEA), pour véhicules légers et lourds

A conforter


✅ R&D sur les technologies clés ✅ Financement des start-ups, PME et entreprises industrielles ❌ Développement de nouveaux produits ✅ Démonstration à des échelles significatives ✅ Industrialisation ❌ Déploiement ❌ Compétences et formation




Fabrication de réservoirs, pour véhicules légers et lourds

Intermédiaire

✅ Règlementaire ✅ Industriel ✅ Technico-économique ❌ Autre

✅ R&D sur les technologies clés ❌ Financement des start-ups, PME et entreprises industrielles ✅ Développement de nouveaux produits ❌ Démonstration à des échelles significatives ❌ Industrialisation ❌ Déploiement ❌ Compétences et formation

Utilisation - Stations

Fabrication, installation et exploitation de pompes de distribution/stations de recharge

Intermédiaire

❌ Règlementaire ✅ Industriel ✅ Technico-économique ✅ Autre : financement

❌ R&D sur les technologies clés ❌ Financement des start-ups, PME et entreprises industrielles ❌ Développement de nouveaux produits ❌ Démonstration à des échelles significatives ❌ Industrialisation ✅ Déploiement ❌ Compétences et formation

Les segments qui pourraient être porteurs à un horizon moyen terme (horizon 2025-2030)


Fabrication d'équipements de captage de CO2 pour centrales de reformage de méthane

Intermédiaire


❌ R&D sur les technologies clés ❌ Financement des start-ups, PME et entreprises industrielles ❌ Développement de nouveaux produits ❌ Démonstration à des échelles significatives ❌ Industrialisation ✅ Déploiement ❌ Compétences et formation

Utilisation - véhicules

Assemblage de poids lourds (camions, bus, cars)

A conforter


❌ R&D sur les technologies clés ✅ Financement des start-ups, PME et entreprises industrielles ✅ Développement de nouveaux produits ❌ Démonstration à des échelles significatives ❌ Industrialisation ✅ Déploiement ❌ Compétences et formation



Assemblage de trains

Leader

✅ Règlementaire ✅ Industriel ✅ Technico-économique ✅ Autre : besoin d’appropriation par l’ensemble de la filière (acheteurs, organismes de certification, opérateurs, etc.) de la technologie hydrogène

❌ R&D sur les technologies clés ❌ Financement des start-ups, PME et entreprises industrielles ✅ Développement de nouveaux produits ✅ Démonstration à des échelles significatives ❌ Industrialisation ❌ Déploiement ❌ Compétences et formation

Assemblage d'avions et produits aéronautiques (auxiliaires de puissance, etc.)

Intermédiaire

✅ Règlementaire ✅ Industriel ✅ Technico-économique ✅ Autre : déploiement conditionné à la disponibilité massive d’hydrogène bas-carbone ou d’origine renouvelable et à sa compétitivité. Une chaine d’approvisionnement liquide devra également être envisagée si les applications dans l’aviation se développent.

❌ R&D sur les technologies clés ❌ Financement des start-ups, PME et entreprises industrielles ✅ Développement de nouveaux produits ✅ Démonstration à des échelles significatives ❌ Industrialisation ❌ Déploiement ❌ Compétences et formation

Maillon fabrication, développement et exploitation d’électrolyseurs

Analyse des acteurs (acteurs français et principaux concurrents internationaux)

Concernant la fabrication d’électrolyseurs, pour les électrolyseurs alcalins, McPhy propose des électrolyseurs alcalins dont les caractéristiques et la fiabilité placent la société au niveau des principaux leaders mondiaux. Il finalise la conception de son produit (électrolyseur d’1MW en cours de test sur la plateforme EDF des Renardières) en vue de son industrialisation (plan industriel prévoyant une extension des capacités de production à 100-500 MW par an à horizon 2022). La prise de participation d’EDF en 2018 est de nature à soutenir McPhy dans ses efforts d’industrialisation, dans un contexte d’augmentation forte et rapide des capacités de production par certains concurrents (annonce en 2019 par ITM Power de la construction au Royaume-Uni d’une usine d’une capacité d’1 GW).

En matière d’électrolyseurs PEM, Areva H2Gen, positionné sur des électrolyseurs de moyenne puissance uniquement (alimentation de stations de recharge pour la mobilité et certains usages industriels), a ouvert une usine aux Ulis en 2016. McPhy intègre une technologie détenue par Giner.

Enfin, sur le segment des électrolyseurs EHT, Sylfen compte parmi les quelques acteurs mondiaux positionnés sur cette technologie moins mature mais prometteuse. Sylfen a achevé la conception de son produit avec le CEA et est actuellement en phase de démonstration. La commercialisation des premières séries industrielles est prévue en 2021, avant une montée en puissance en 2022.

Analyse de la compétitivité de la filière française


Les facteurs de compétitivité principaux sur la fabrication d’électrolyseurs sont la fiabilité des électrolyseurs et leur coût, lui-même largement conditionné par l’augmentation des capacités de production et la structuration d’un réseau de fournisseurs.


Forces Faiblesses

- Les acteurs français offrent un savoir-faire couvrant les différentes options technologiques actuellement connues.

- Ils jouissent d’un positionnement intermédiaire sur l’électrolyse ALK, la plus mature et la moins coûteuse des technologies, avec des TRL de 8-9.

- McPhy maîtrise l’ensemble des étapes de fabrication et d’assemblage des électrolyseurs et fait partie des grands acteurs internationaux positionnés sur ce maillon. La prise de participation d’EDF en 2018 est de nature à soutenir McPhy dans ses efforts d’industrialisation et de commercialisation, compte tenu de la création d’Hynamics en 2019.

- McPhy se différencie de grands acteurs tels que ThyssenKrup ou Nel en proposant des systèmes avec forte pression de sortie (> 30 bars), permettant de réduire les coûts de compression en aval.

- McPhy est en partenariat avec Giner pour intégrer et commercialiser des électrolyseurs PEM (les stacks ne sont pas fabriqués par McPhy).

- La filière française a une position de leader sur l’électrolyse EHT, qui présente un niveau de maturité moins avancé (TRL 5-6), mais est particulièrement prometteuse pour des sites avec des besoins continus et une forte production de chaleur, avec des possibilités de rendements nettement supérieurs à ceux du PEM et de l’ALK : Sylfen compte parmi les quelques acteurs mondiaux positionnés sur cette technologie (le principal concurrent étant Sunfire en Allemagne, dont Total détient une part minoritaire du capital).

- Sur les trois technologies d’électrolyse, les acteurs français maîtrisent la fabrication des stacks, qui constituent le composant à plus haute valeur ajoutée.

- Les acheteurs consultés, sur différentes applications finales, indiquent une offre française au niveau des concurrents internationaux en termes de performance et de fiabilité.

- Positionné simultanément sur l’ALK et le PEM, McPhy est en cela comparable au norvégien Nel Hydrogen et au canadien Hydrogenics qui ont cependant une empreinte marché bien plus importante (CA respectifs de 48 et 42 M€ contre ~10 M€ pour McPhy)

- McPhy fabrique actuellement ses stacks (composant représentant ~40% du coût de fabrication d’un électrolyseur) en Italie.

- Les autres acteurs français ont des CA < 5 M€, et sont pour certains actifs sur des marchés de niche pour le moment.

- Le positionnement de la filière française est fragile sur l’électrolyse PEM, moins mature (TRL 7-8) mais prometteuse en termes d’optimisation de l’emprise au sol et de flexibilité des systèmes : Areva H2Gen est le seul acteur français positionné sur cette technologie, fabricant l’ensemble des équipements sur le territoire français.

- Areva H2Gen est en outre positionné sur des électrolyseurs PEM de moyenne puissance uniquement car focalisé sur l’alimentation de stations de recharge pour la mobilité et certains usages industriels. Il importe pour cet acteur de parvenir à industrialiser des électrolyseurs de plus de 1 MW et jusqu’à quelques dizaines de MW, pour répondre à l’ensemble des besoins industriels.


- -

Opportunités Menaces

- McPhy affiche un plan industriel ambitieux prévoyant de porter à terme ses capacités de production à 100-500 MW par an et a sécurisé l’approvisionnement des composants critiques par des accords avec ses fournisseurs (électrodes, transformateurs, séparateurs).

- Débouchés importants en France avec le plan national hydrogène et son objectif de décarbonation de l’hydrogène dans ses usages industriels (10% en 2023 et 20-40% en 2028).

- Débouchés possibles à l’international en lien avec de gros projets industriels aux Pays-Bas et en Mer du Nord et des réflexions en cours au Maroc et plus généralement en lien avec les perspectives de la croissance de la demande en hydrogène d’origine renouvelable ou bas-carbone.

- Plusieurs acteurs internationaux (Nel Hydrogen et ITM Power) ont annoncé en 2018 et 2019 une forte augmentation de leurs capacités de production par la construction d’usines automatisées dont ils attendent une réduction importante des coûts.

- Certains acteurs chinois vont pouvoir accéder au marché européen assez rapidement : c’est le cas notamment du groupe chinois Suzhou Jingli Hydrogen Production Equipment Co. Ltd, avec lequel le belge John Cockerill vient de créer une JV (Cockerill Jingli Hydrogen, dont John Cockerill possède 56% du capital), dans le but notamment de pénétrer le marché européen.


Synthèse des enjeux pour les acteurs français

Positionnement des acteurs français

A conforter

Plusieurs acteurs français détiennent le savoir-faire sur les technologies clés en matière d’électrolyse, y compris des technologies moins matures et devant faire leur preuve (en particulier l’électrolyse haute température). Sur l’électrolyse alcaline et PEM, ils doivent encore passer à une échelle industrielle pour engranger les réductions de coûts (économies d’échelle, achats) leur permettant d’être compétitifs face aux concurrents internationaux qui développent très rapidement leurs capacités de production. Sur l’électrolyse haute température, des verrous techniques doivent encore être surmontés et des expérimentations conduites pour conforter le positionnement des acteurs français.

Verrous et freins spécifiques aux acteurs français (le cas échéant)

Réglementaire

NA

Industriel

Fort enjeu de standardisation des produits et d’industrialisation de la production pour favoriser la baisse des coûts et la compétitivité des solutions françaises. L’adoption de procédés de production automatisés et la mise au point de machines dédiées dans le cadre de systèmes de production intégrés (lean manufacturing) seront clés, de manière complémentaire avec la sécurisation de la position des acteurs français sur certains marchés de niche (alimentation électrique en zone isolée, par exemple). Les ordres de grandeur suivants permettent d’illustrer les effets d’échelle escomptés : à partir de plusieurs centaines de MW à 1 GW par an, les fabricants espèrent pouvoir déclencher une logique d’automatisation et d’industrialisation, et atteindre les cibles de coûts permettant la compétitivité des solutions. Au niveau mondial, il est estimé par la filière que l’installation de 70-80 GW de capacités d’électrolyse dans les 10 prochaines années permettra d’atteindre les réductions de coûts attendues.

Technico-économique

Enjeu de renforcement sur la technologie PEM, seulement intégrée par McPhy à partir d’une technologie détenue par Giner et sur laquelle les capacités de production et les puissances proposées par Areva H2Gen sont trop limitées pour adresser le marché industriel (en deçà d’1 MW).

Développements à poursuivre pour atteindre la maturité sur l’électrolyse EHT (TRL 5-6 actuellement), sur laquelle la filière française a une position de leader, avec notamment la start-up Sylfen.

Autre

NA


Constat sur les besoins des acteurs

R&D sur les technologies clés Concernant la fabrication d’électrolyseurs, pour les électrolyseurs alcalins, les besoins résiduels des acteurs portent sur des aides à l’industrialisation, la compétitivité-coût reposant sur la construction d’usines automatisées de forte capacité (enjeu d’accès aux machines-outils dédiées).

En matière d’électrolyseurs PEM, les besoins des acteurs concernent le transfert de technologie (pour McPhy), le soutien à l’extension des capacités de production et l’extension de l’offre produit pour adresser l’ensemble du marché industriel avec des électrolyseurs PEM (pour Areva H2Gen).

Enfin, sur le segment des électrolyseurs EHT, les besoins des acteurs concernent l’aide à la levée de fonds (Sylfen cherche à lever 3 M€ pour poursuivre son développement) et le soutien à des démonstrateurs à échelle 1, de dimension significative.

Financement des start-ups, PME et entreprises industrielles Développement de nouveaux produits Démonstration à des échelles significatives

Industrialisation

Déploiement

Compétences et formation

Maillon fabrication d'équipements spécialisés, composants, systèmes (compresseurs, réservoirs, tubes et unités de liquéfaction)


Air Liquide est un acteur majeur sur ce maillon de la chaine d’approvisionnement de l’hydrogène (gazeux ou liquide), dont il intègre (voire développe en propre) un large panel de technologies. Sa filiale Cryolor, basée en Lorraine, conçoit et fabrique des équipements de transport et de stockage d’hydrogène.


La filière française est relativement bien positionnée sur les réservoirs et unités de liquéfaction. Vallourec pourrait jouer un rôle significatif sur les tubes. Aucun acteur français majeur n’est en revanche positionné sur les compresseurs.

Forces Faiblesses

- Les acteurs français (au premier rang desquels Air Liquide) maitrisent les technologies matures de stockage de l’hydrogène sous forme de gaz comprimé ou de liquide cryogénique.

- Les technologies existantes ne sont pas nécessairement adaptées aux nouvelles applications de l’hydrogène dans la mobilité : de nouveaux développements doivent intervenir. Ces développements concernent par exemple les stations et véhicules dédiés à l’hydrogène liquide, qui offre la plus grande densité énergétique nécessaire aux secteurs aérien ou maritime.

- Absence d’offre française sur les compresseurs et offre limitée à l’échelle internationale (associée à des prix élevés), qui pourrait poser des difficultés en aval aux intégrateurs français de stations de recharge.



- Compte tenu de sa maitrise de l’hydrogène liquide (liquéfaction, transport, stockage), Air Liquide bénéficierait du déploiement d’une chaine logistique d’approvisionnement en hydrogène liquide pour les usages nécessitant une haute densité (mobilité lourde, voire aérien). Le stockage d’hydrogène liquide pour véhicules est ainsi en passe d’être repris par le constructeur américain Nikola pour équiper son prototype de camion à pile à combustible.

- Différentes solutions de transport liquide en phase de R&D (LOHC ou Liquid Organic Hydrogen Carrier).

- Le projet européen « Cryoplane » d’avion à hydrogène dérivé de l’Airbus A 300 n’a pas dépassé la première phase démontrant sa faisabilité technique.



Leader

Les acteurs français (au premier rang desquels Air Liquide) maitrisent de longue date certaines technologies matures sur ce maillon (notamment la chaine logistique de l’hydrogène liquide et comprimé). La logistique et le transport de l’hydrogène restent cependant à explorer car des innovations et optimisations pourraient changer la donne (comprimé haute pression, LOHC) et peu d’acteurs y sont actuellement positionnés. On observe un déficit d’offre sur les compresseurs, qui occasionne des prix élevés : ce maillon est à surveiller, voire à encourager en vue du développement d’une offre française.


Réglementaire

La règlementation doit permettre cette chaine liquide et elle doit aussi être assouplie concernant la pression des réservoirs et leur transport routier.

Industriel

La limitation de l’offre de compresseurs pourrait créer un goulot d’étranglement en aval, sur l’intégration de stations de distribution.


NA

Autre

NA


R&D sur les technologies clés Des technologies matures existent sur ce maillon. De nouveaux développements pourraient intervenir pour faciliter l’adoption de l’hydrogène dans la mobilité (sur le transport de l’hydrogène liquide, par exemple, qui offre la plus grande densité énergétique nécessaire aux secteurs aérien ou maritime). La règlementation doit permettre cette chaine liquide et elle doit aussi être assouplie concernant la pression des réservoirs et leur transport routier. Une chaine logistique d’approvisionnement en hydrogène liquide pourrait à terme être appropriée pour les usages nécessitant une haute densité. Ceci est notamment du ressort de la coordination entre acteurs industriels de l’offre et de la demande (ex. Air Liquide et Airbus), pour s’assurer du déploiement simultané des stations et véhicules fonctionnant à l’hydrogène liquide.


Industrialisation

Déploiement



Maillon fabrication de PAC et de ses composantes (stacks, MEA)


Concernant la fabrication de piles à combustible pour la mobilité (véhicule léger à poids lourds), Symbio est le principal acteur industriel français. Opérationnel en novembre 2019, cette alliance entre Michelin et Faurecia ambitionne de devenir le champion français (voire européen) des PAC de puissances comprises entre 7 kW et 200 kW. Actuellement en phase d’industrialisation, Symbio demeure d’une envergure limitée face à ses concurrents internationaux (Hydrogenics, Ballard, Sinohytec, Power Cell). Symbio achète actuellement ses stacks auprès de fournisseurs, mais ambitionne à terme d’en maitriser la fabrication. D’autres équipementiers (Plastic Omnium) initient des développements sur lesquels ils ne communiquent pas à ce stade.

La France compte également plusieurs acteurs positionnés sur les PAC de forte puissance (puissance supérieure à 1 MW), pour des applications dans la mobilité lourde (ferroviaire, maritime) ou des applications stationnaires (alimentation de secours ou de sites isolés), qui requièrent des durées de vie significativement plus élevées (30000 à 40000 heures pour des trains, contre 5000 à 8000 heures pour les PAC destinées à la mobilité légère). Helion a développé une technologie spécifique (qui inclut le cœur de pile), contrairement à Hydrogenics ou Ballard qui proposent ce type de piles en associant leurs modèles de moindre puissance, ce qui augmente le coût global du système. HDF Energy va industrialiser en France la production de PAC de 1 à 1,5 MW, sans maitriser pour l’instant la fabrication des cœurs de piles.

Analyse des capacités industrielles et de la compétitivité de la filière française

Les facteurs de compétitivité principaux sur la fabrication de piles à combustible résident dans la qualité et la durée de vie de ses composants (membranes ou MEA, stacks ou cœurs de pile), plus ou moins complexes, ainsi que dans leurs coûts. La fabrication des cœurs de pile, représentant de 40 à 60% de la valeur des piles selon les gammes de puissance, constitue le composant à plus forte valeur ajoutée, et en particulier les membranes qui sont un des composants essentiels de la pile.

Forces Faiblesses

- Plusieurs fabricants français de piles à combustibles sont recensés, sur différentes gammes de puissance, permettant de couvrir les différents usages de mobilité hydrogène (légère et lourde)

- Parmi ces acteurs, plusieurs maîtrisent la fabrication des cœurs de pile (ou stacks), notamment Symbio et Helion :

o Un des objectifs de Symbio est de fabriquer l’intégralité des stacks plutôt que de les intégrer, en industrialisant la fabrication de MEA et en ouvrant des usines dédiées, la première en région AURA. A terme, Symbio compte cependant disposer d’une usine dans chacun de ses pays-clés pour optimiser sa chaîne d’approvisionnement.

- Les acteurs français sont actuellement peu positionnés sur les membranes (ou MEA) qui sont un segment assez monopolistique (exemple de l’allemand BASF). Besoin de R&D supplémentaire sur les MEA pour se positionner et capter la valeur ajoutée.

- Tous les fabricants français ne fabriquent pas leurs stacks (sous-traités), qu’ils se contentent d’assembler.

- Symbio ou Helion sont des acteurs français actifs mais avec un chiffre d’affaires modeste comparé à Ballard, SinoHytec ou PowerCell.

- Pas d’acteurs français positionnés pour la fabrication industrielle des plaques bipolaires.


o Helion a développé sa propre technologie de cœur de pile, fournit l'ensemble du système pile, et apporte par ailleurs des savoir-faire spécifiques sur la conversion de puissance.

- Les savoir-faire historiques français (Symbio, Safran…) sont reconnus dans le domaine des plaques bipolaires (nécessaires afin d’assembler les membranes). Les membranes peuvent, elles, être développées par des producteurs d’élastomères.

- Ces fabricants ont par ailleurs engagé des dynamiques d’industrialisation. En particulier, Symbio bénéficie du soutien de Michelin et Faurecia pour poursuivre son développement industriel et élargir son positionnement. Helion est en phase de levée de fonds pour soutenir son développement industriel.

- Expertise et brevets détenus par le CEA sur les piles à combustible. - Helion est un des seuls acteurs mondiaux positionnés sur la fabrication de piles de très

forte capacité (>1 MW), avec une technologie développée dès l’origine pour des applications stationnaires ou de mobilité lourde – ce qui constitue un avantage concurrentiel par rapport à Hydrogenics ou Ballard qui peuvent fabriquer ce type de piles mais à partir de piles de plus petite puissance, ce qui augmente le coût global du système.


- Fort enjeu d’industrialisation : la plupart des acteurs ayant recours à des technologies comparables (PEM), la compétitivité réside essentiellement dans la capacité à réduire les coûts de production.

- Concentration de la production de stacks pour réduire les coûts : Symbio ambitionne de devenir un des fournisseurs clés de stacks dans le monde.

- Opportunité de captation de valeur sur la production de piles de plus d’1 MW (pour les transports maritime et ferroviaire notamment) où HDF Energy souhaite se positionner en tant que fabricant français.

- Conservation de la valeur ajoutée en France en se positionnant sur la haute technologie (catalyse / membrane ou MEA).

- Absence de barrière technologique majeure pour les stacks et les piles, ce qui facilite l’entrée d’acteurs extra-européens sur le marché.

- Forte concurrence internationale avec des acteurs présents dans le monde entier et qui montent en volumes de production. Baisse du coût des piles à combustible et certains constructeurs, asiatiques notamment, prennent de l’avance dans la mise à l’échelle de leur fabrication :

o Ballard, leader de la production de PAC toutes applications confondues, réalise déjà un chiffre d’affaires de 87,5 M€ (contre ~ 2 M€ pour Symbio actuellement).

o Des constructeurs automobiles comme Toyota et Hyundai fabriquent leurs propres PAC.

o L’allemand Bosch se lance cette année dans les piles à combustible, en partenariat avec PowerCell. D’autres acteurs pourraient rapidement suivre.

o Sur les PAC de très forte capacité, Bosch affiche une volonté de travailler sur les camions, Hyundai s’intéresse progressivement à la mobilité lourde, Hydrogenics et Ballard sont capables de fournir des piles d'1 MW (bien que moins compétitives que celles d’Helion pour le moment)

- Les pays importateurs demandent généralement de localiser une partie de la production sur leur territoire.

- Possible tension sur la ressource en platine (nécessaire à la fabrication des stacks) à horizon 2030-2040.




À conforter

À titre d’exemple, Symbio est l’une des start-ups françaises les plus dynamiques dans le secteur de l’hydrogène, et ses ambitions sont soutenues grâce à son rachat par Michelin/Faurecia. Cependant son chiffre d’affaires est encore cent fois inférieur à celui du canadien Ballard, dont les liens avec la Chine sont de plus en plus étroits suite à la prise de participation de l’investisseur chinois Weichai Power Co. à hauteur de 20 % dans Ballard.


Réglementaire

NA

Industriel

L’augmentation et l’automatisation des capacités de production est nécessaire pour baisser les coûts et faire face aux volumes proposés par les concurrents internationaux. Les acteurs estiment qu’un effet de seuil en matière de coûts pourrait être atteint à partir de 60 000 stacks de 50-60 kW produites, un niveau de production permettant à un acteur industriel d’investir plus largement pour réduire les coûts.

Helion propose des piles à combustible de très forte capacité (de l’ordre de 1 MW), par exemple pour des débouchés pourraient survenir dans le maritime ou le ferroviaire, mais l’offre n’est pas encore industrialisée. Elle est cependant en passe de le devenir, une avance dont la filière française pourrait bénéficier.

Les acteurs français n’ont pas encore pris position sur l’industrialisation de la fabrication de plaques bipolaires.


Le développement de la R&D sur les membranes doit être renforcé si les acteurs français veulent se positionner et mettre en avant un savoir-faire français de pointe.

Des travaux de R&D pourraient également être envisagés sur l’utilisation de matériaux moins nobles donc moins coûteux (enjeu de dépendance aux ressources en platine), sans altérer la durée de vie de la pile. Par ailleurs, des piles tolérant des températures de fonctionnement plus élevées permettraient de réduire la taille des éléments de refroidissement et contribueraient à réduire le coût des systèmes à PAC.

Autre

NA



R&D sur les technologies clés Concernant la fabrication de piles à combustible pour la mobilité (véhicule léger à poids lourds), les besoins des acteurs industriels français concernant le soutien à leur industrialisation en cours, qui leur permettra de devenir compétitifs face aux principaux acteurs étrangers, et à l’élargissement de leur positionnement (vers l’intégration des stacks ou cœurs de piles, composant à plus forte valeur ajoutée de la pile). Ceci inclut une aide sur les développements de machines pour fabriquer les PAC.

La France compte également plusieurs acteurs positionnés sur les PAC de forte puissance. Helion est en phase de levée de fonds (cession envisagée) pour soutenir son développement industriel. Il importera de privilégier la prise de participation (ou cession) à un acteur industriel français. HDF Energy est également en phase de levée de fonds et peine à réunir les fonds nécessaires auprès des fonds de venture capital et de Bpifrance.


Industrialisation

Déploiement


Maillon fabrication de réservoirs


Les leaders français du stockage de carburant (Plastic Omnium et Faurecia) maitrisent les technologies avancées de stockage embarqué de l’hydrogène (réservoirs de types III et IV, Plastic Omnium étant positionné uniquement sur le type IV). Ces acteurs sont en train de faire certifier leurs modèles, la certification devant être acquise d’ici à la fin du premier trimestre 2020 et la mise de marché intervenir d’ici un an environ. De plus petites entreprises françaises (Ullit, Mahytec) commercialisent d’ores et déjà des réservoirs certifiés.


Les facteurs de compétitivité principaux sur la fabrication de réservoirs hydrogène sont la minimisation de leur poids et, à terme, l’optimisation de leur forme (réservoirs polymorphes) pour limiter l’impact du vecteur hydrogène sur l’habitabilité des véhicules, notamment utilitaires et particuliers. Les acteurs se différencieront par leur capacité à produire de grandes séries à un coût compétitif et sans défaut.

Forces Faiblesses

- Socle de savoir-faire en France sur les réservoirs avec des champions mondiaux (Faurecia, Plastic Omnium) qui maitrisent les nouvelles technologies de réservoirs en matériaux composites à fibres de carbone (type IV) : par une acquisition pour Plastic Omnium et un partenariat stratégique pour Faurecia. Certaines PME sont également positionnées (mais Ullit serait en difficulté).

- Les réservoirs hydrogène actuellement développés par les constructeurs français servent des applications dans de nombreux segments de la mobilité : automobile, bus et camions, mais aussi bateaux et aéronautique.

- La fabrication de réservoirs en composite n’est pas encore industrialisée en France par les principaux acteurs français, les modèles de Plastic Omnium n’étant par exemple pas encore certifiés. Ceci peut cependant être relativisé compte tenu des faibles volumes actuels de réservoirs hydrogène fabriqués pour fournir l’industrie automobile.

- Plastic Omnium fabriquerait en France pour servir le marché français (ou limitrophe), mais des capacités de production seront implantées localement pour servir les marchés étrangers (a par exemple implanté une ligne pilote en Chine pour servir les développements locaux).


- Poursuite de la R&D sur les technologies composites par l’implantation en France d’un centre de recherche sur le stockage d’hydrogène par Faurecia en 2020.

- Via son rapprochement avec Ad-Venta (Faurecia a pris une participation dans sa filiale AV Automotive en 2017), Faurecia maitrise également la tête de bouteille, qui est un autre point critique pour sécuriser le stockage de l'hydrogène embarqué.


- Décollage (ramp up) de l’industrie automobile sur l’hydrogène attendue à partir de 2025, que les équipementiers se doivent de préparer dès maintenant.

- Les équipementiers automobiles français (Plastic Omnium, Faurecia) pourraient conserver la valeur ajoutée sur le territoire national en se positionnant sur les réservoirs polymorphes en carbone, sur lesquels il est encore possible de développer des logiques de production de série face à l’industrie chinoise.

- La disponibilité de réservoirs polymorphes pour l’hydrogène (minimisant l’impact de l’hydrogène sur l’habitabilité des véhicules) conditionne à son tour la compétitivité des véhicules à hydrogène conçus par les OEM, en particulier sur le segment des véhicules utilitaires légers et véhicules de tourisme.

- Seule l’anticipation d’une demande significative (en France ou à l’étranger) poussera les acteurs français à industrialiser leur production.

- Nécessité d’accentuer la recherche sur les réservoirs polymorphes et de déposer les brevets associés, pour continuer à bénéficier d’une avance technologique.



Intermédiaire

Plusieurs acteurs français (leaders mondiaux et PME) sont positionnés sur les différentes technologies de réservoirs hydrogène, dont la plus avancée (réservoirs composite). Dans un premier temps, un soutien à la demande sur le marché domestique permettra aux acteurs français d’industrialiser leur production et d’engranger les baisses de coûts associées leur permettant de viser les marchés à l’export. Dans l’immédiat, les qualifications et homologations de nouveaux réservoirs doivent être favorisées et accélérées.


Réglementaire

La qualification et l’homologation des réservoirs représentent des travaux très longs et coûteux (nécessité de faire appel à certains moyens d’essais qui n’existent pas en France actuellement).

Industriel

Sur ce maillon également, l’industrialisation devrait apporter de fortes baisses de coûts. Les principaux acteurs français estiment que l’effet de seuil se situe autour de 60 000 réservoirs produits par an et par acteur (sachant qu’un véhicule contient en moyenne 3 réservoirs, il faudrait donc un marché d’a minima 20 000 véhicules par an et par équipementier).


Poursuite des développements sur les réservoirs composites de type IV pour accroitre les performances et R&D sur les réservoirs polymorphes.

Autre

NA



R&D sur les technologies clés Plastic Omnium et Faurecia vont consentir d’importants efforts d’industrialisation des réservoirs hydrogène dans les prochaines années, et devoir poursuivre leurs efforts de R&D sur les technologies composite (réduction de la quantité de fibre de carbone permettant de réduire les coûts) et les réservoirs polymorphes (minimisant l’impact de l’hydrogène sur l’habitabilité des véhicules). Les qualifications et homologations de nouveaux réservoirs doivent également être favorisées et accélérées en vue de l’arrivée sur le marché de la seconde génération de réservoirs d’ici à 2021-2022.


Industrialisation

Déploiement


Maillon fabrication, installation et exploitation de pompes de distribution/stations de recharge


De nombreux acteurs français se positionnent sur le segment des stations de recharge, en France et à l’échelle européenne voire internationale (Air Liquide, Total, McPhy, Atawey). Cependant, aucun acteur n’a encore industrialisé la production de stations et McPhy produit des stations à 350 bar ne correspondant pas au standard international retenu pour les véhicules légers (700 bars). Le développement du 350 bars correspond aux besoins des applications utilitaires (VUL, bus, poids lourds …).

Analyse des capacités industrielles et de la compétitivité de la filière française

Sur le segment des stations de recharge, la compétitivité se joue principalement sur les coûts (investissements initiaux et exploitation). Ces éléments sont conditionnés par les capacités de production des fabricants mais par les caractéristiques des stations (capacité unitaire, etc.) et leurs capacités d’approvisionnement.

Forces Faiblesses

- Plusieurs grands groupes français se positionnent sur la fabrication de stations de ravitaillement en hydrogène (Total, Engie, EDF, Air Liquide…).

- Avec 52 unités de production d’hydrogène/monoxyde de carbone et plus de 9400 km de canalisations, Air Liquide compte également plus de 120 stations à hydrogène à son actif. Avec l’allemand Linde Group, il s’agit d’un des acteurs avec le plus de stations sous sa gestion.

- La France compte également plusieurs entreprises aux activités dédiées à l’hydrogène actives sur le segment des stations : McPhy, Atawey, etc.

- La plus petite taille des stations françaises complique leur rentabilité, avec un coût unitaire de l’hydrogène élevé.

- Plusieurs fabricants français proposent des stations pouvant produire de l’hydrogène de manière autonome, mais ils sont pour certains encore en phase de test (Total) et l’ensemble des fabricants français n’en proposent pas.

- Contrairement à Nel Hydrogen en Norvège, aucune ouverture d’usine pour industrialiser la production de stations n’a été annoncée par des acteurs français.


- Atawey propose des stations de petite taille (1 kg/j) visant le marché de niche des vélos à hydrogène.

- Le cadre réglementaire relatif à la sécurité n’entrave pas les projets d’implantation de stations.


- Les acteurs français proposent également un savoir-faire sur des sujets transverses et à potentiel. Par exemple, avec une intelligence logicielle permettant une configuration dynamique de ses stations, McPhy adresse une problématique non identifiée par ses concurrents.

- Potentiel de développement en France de flottes captives (taxis, camions) avec 50-60 stations de grosse taille couvrant des couloirs de logistique vers le Nord de l’Europe, en capitalisant sur l’approche déjà engagée en Régions sur les flottes captives.

- De nombreux acteurs internationaux sont présents sur le segment des stations de recharge, qui ne présente pas de barrière à l’entrée technologique élevée.

- Au Japon, les sociétés Tokyo Electric Power Company Holdings (TEPCO) et JXTG Holdings ont annoncé leur intention de construire l’une des plus grandes stations d’hydrogène au monde (600 Nm3/h) à Tokyo d’ici à la mi-2020.

- La Corée du Sud vise 100 stations d’ici 2022 : NEL a déjà remporté l’appel d’offre sur deux d’entre elles. Air Liquide doit en installer quatre.

- Linde Group se démarque des concurrents par ses technologies de compression à haute valeur ajoutée.



Intermédiaire

Les entreprises françaises sont présentes sur le segment des stations de ravitaillement en hydrogène, mais une standardisation des stations et une augmentation de leurs capacités permettraient d’engranger des baisses de coûts et de développer la compétitivité des solutions françaises, en termes de CAPEX. Cette standardisation de la capacité des stations peut se faire au détriment de l’optimisation des taux de charge et donc se traduire par des pertes d’exploitation. Un modèle alternatif de station plus proche du sur-mesure doit donc perdurer.


Réglementaire

Industriel

Enjeu de standardisation des stations et d’industrialisation de leur production pour baisser les coûts et favoriser la compétitivité française. A titre indicatif, une commande de l’ordre de quelques dizaines de stations pour un industriel lui permet de réduire ses coûts de fabrication d’un facteur 2 à 3, et au-delà pour des commandes de plusieurs centaines de stations.


Enjeu de développement de stations à forte capacité qui permettraient un coût du kilogramme d’hydrogène réduit pour l’utilisateur final. Le coût du kilogramme d’hydrogène est réduit

Autre (financement)

La mobilisation des constructeurs est indispensable pour un déploiement des stations en France étant donné les montants à mobiliser (pour déployer 1000 stations en France, il faut compter 2 milliards d’euros, soit 300 millions d’euros par an sur 10 ans).


de 75 % par le passage à l’échelle entre une station de 50 kg/jour à 500 kg/jour

Le développement des stations de recharge à hydrogène doit se faire conjointement à la mise en service de véhicules à hydrogène, au risque de faire face à une sous-utilisation des stations-service.


R&D sur les technologies clés Les besoins des acteurs concernent le développement produit (standardisation des stations et augmentation de leurs capacités) et l’industrialisation de la production. Le financement du déploiement des infrastructures de recharge est également un enjeu capital, ainsi que le nécessaire déploiement simultané de flottes de véhicules. Par ailleurs, le standard international n’étant pas arrêté pour les stations de ravitaillement des véhicules lourds, des efforts de développement restent à consentir pour ce type de stations.


Industrialisation

Déploiement


Maillon fabrication d'équipements de captage de CO2 pour centrales de reformage de méthane


Air Liquide est positionné sur le reformage de méthane avec captage de CO2, une technologie mature mais dont les conditions économiques et règlementaires ne permettent pas encore le déploiement à grande échelle (coût « d’abattement »46 compris entre 100 et 150 euros la tonne de CO2, soit un renchérissement du prix de l’hydrogène de 1 à 2 €/kg).


Plusieurs technologies sont commercialement disponibles pour capter le CO2 émis par les SMR. Ces technologies comprennent : l’adsorption modulée en pression (PSA), les technologies d’absorption, les membranes, les procédés cryogéniques et diverses combinaisons de ces technologies. Le choix de la technologie dépend de la quantité de CO2 à capter, de la pureté souhaitée du CO2 et du coût de l’électricité et de la vapeur.

46 Abattement si et seulement si le CO2 est stocké.


Forces Faiblesses

- Air Liquide détient une compétence de construction et de mise en œuvre d’unités de captage cryogénique de CO2, qui permet de capter jusqu’à 90% du CO2 issu d’unités de vaporeformage produisant de l’hydrogène fossile.

- Cette solution de rupture technologique permet de réduire de 30% à 50% les coûts de captage du CO2 sur une unité de vaporeformage.

- Elle peut être adaptée aussi bien sur une unité existante que sur une nouvelle installation.

- Le CO2 capté est valorisé pour des applications industrielles ou alimentaires

- Absence de mise en œuvre en dehors du projet de Port-Jérôme, financé en partie dans le cadre du PIA.


- Air Liquide compte déployer cette technologie sur ses unités hydrogène de grande taille opérées à travers le monde, et pourra proposer cette technologie de captage de CO2 pour des unités exploitées en propre par de grands chimistes et raffineurs.

- Concurrence de grands gaziers internationaux (Air Products, par exemple). - Nécessité de démonstration et justification, au cas par cas, du caractère vertueux du

point de vue environnemental des projets - Nécessite localement des capacités de stockage du CO2



Intermédiaire

Air Liquide est positionné sur le reformage de méthane avec captage de CO2, avec une technologie désormais mature mais dont les conditions économiques et règlementaires ne permettent pas encore le déploiement à grande échelle.


Réglementaire

NA

Industriel

Les projets sont nécessairement de grande envergure (ils concernent au minimum la capture de plusieurs millions de tonnes de CO2 par an) et très intensifs en capex.


Les conditions économiques (dont la tarification du carbone) ne permettent pas encore le déploiement à grande échelle du captage de CO2 (coût d’abattement compris entre 100 et 150 euros la tonne de CO2, soit un renchérissement du prix de l’hydrogène de 1 à 2 euros/kg).

Autre

NA



R&D sur les technologies clés Les projets étant de grande envergure (ils concernent au minimum la capture et le stockage de plusieurs millions de tonnes de CO2 par an). Très intensifs en capex, ils pourraient nécessiter un soutien à l’investissement initial. Financement des start-ups, PME

et entreprises industrielles Développement de nouveaux produits Démonstration à des échelles significatives

Industrialisation

Déploiement


Maillon assemblage de poids lourds (camions, bus, cars)


Iveco, Safra et PVI comptent parmi les principaux acteurs français dans la conception et fabrication de véhicules lourds à hydrogène : la PME Safra (basée à Albi) a déjà livré des bus à PAC en France (Syndicat Mixte des Transports Artois-Gohelle à Lens, etc.) tandis qu’Iveco se lance dans l’hydrogène via un partenariat avec l’américain Nikola et prévoit de faire rouler son premier bus à hydrogène présérie en 2022. Acquis en 2017 par le groupe Renault, PVI (Power Vehicle Innovation) développe également des utilitaires et camions électriques (et intégrera le système hydrogène du Renault Master ZE Hydrogène attendu pour le 1er semestre 2020). Par ailleurs, d’autres acteurs mondiaux des poids lourds (Renault Trucks, Scania) disposent de capacités industrielles sur le territoire français et pourraient participer aux développements technologiques liés à l’hydrogène.


Les facteurs de compétitivité principaux sur l’assemblage de poids lourds à hydrogène sont le TCO, la durabilité et le prix des composants, la fiabilité, la sécurité, le prix de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone et la disponibilité des stations.


Forces Faiblesses

- Iveco a déjà expérimenté la PAC dans les années 2000, il a donc déjà une connaissance de cette technologie.

- Après son partenariat technologique avec Nikola, Iveco prévoit de faire rouler son premier véhicule à hydrogène présérie en 2022.

- Les coûts d’exploitation sont encore très supérieurs aux bus et camions diesel, ainsi que les coûts à l’achat.

- Les collectivités et transporteurs ont une préférence pour des modèles GNV ou à batterie, plus compétitifs.

- Des développements supplémentaires sont nécessaires pour atteindre la maturité technologique (notamment pour les camions et les bus, soumis à de fortes contraintes d’usage).

- L’arrivée de l’hydrogène sur les camions est encore extrêmement récente, à la différence des bus.

- Le coût des stations demeure élevé pour les bus et les camions hydrogène (caractéristiques particulières comme le haut débit, pressions très élevées).

- Absence d’offre française de composants en capacité de répondre aux besoins, notamment en termes de durée de vie (PAC de 40 000 heures, contre 5 000 heures pour une voiture).


- Des progrès sont réalisés en permanence, notamment sur la durée de vie des composants. Le filière va bénéficier du passage au stade industriel.

- Risque de pertes d’emplois liées à la délocalisation de la production des chaînes de traction et à la production des piles hors de France, à la différence du GNV. La PAC vraisemblablement serait européenne (achetée auprès du suédois PowerCell).




À conforter

Iveco et Safra comptent parmi les principaux acteurs français (ou avec une implantation industrielle significative en France) dans la conception et fabrication de véhicules lourds à hydrogène : la PME Safra (basée à Albi) a déjà livré des bus à PAC en France (Lens, etc.) tandis qu’Iveco se lance dans l’hydrogène via un partenariat avec l’américain Nikola et prévoit de faire rouler son premier bus à hydrogène présérie en 2022.


Réglementaire

NA

Industriel

Iveco est actuellement en phase de développement (pour assurer que le véhicule a une durée de vie de 15 ans, avec un catalogue de pièces de rechange), qui est très coûteuse.


Malgré un nombre élevé d’acteurs, la technologie manque de maturité. Pour obtenir un décollage du marché comme observé pour les bus à batteries, il faudra démontrer la capacité des bus à hydrogène à concurrencer le bus à batteries en termes de TCO, de durabilité, de prix des composants, de fiabilité et de prix de l’hydrogène renouvelable. Ainsi, l’hydrogène fossile comprimé à 350 bars est actuellement à plus de 10 euros le kg, alors qu’il faudrait de l’hydrogène renouvelable comprimé à 700 bars à moins de 4 euros le kg pour être compétitif avec le diesel et le GNV.

Les contraintes sur le marché des bus et camions diffèrent des véhicules particuliers en termes de durée de vie requise (~10 fois plus élevée que celle d’une voiture) et de sensibilité aux TCO. Ces facteurs expliquent le développement plus tardif de ces segments par rapport aux véhicules particuliers et utilitaires légers.

Autre

NA


R&D sur les technologies clés Safra cherche actuellement à lever des fonds pour poursuivre son développement dans l’hydrogène. Iveco pourrait nécessiter un soutien pour s’industrialiser et faire face aux développements supplémentaires pour sortir une offre de camions hydrogène. Un soutien au développement de camions fonctionnant à l’hydrogène liquide devrait également être envisagé : sa plus grande densité énergétique en fait un meilleur substitut aux véhicules diesels actuels.

Financement des start-ups, PME et entreprises industrielles

Développement de nouveaux produits

Démonstration à des échelles significatives

Industrialisation

Déploiement



Maillon assemblage de trains


Le français Alstom est leader sur la technologie hydrogène, avec le Coradia iLint qui est actuellement le modèle de train à pile à combustible le plus abouti. Ce modèle a été homologué par l'Autorité ferroviaire allemande (EBA) en juillet 2018 et deux exemplaires présérie sont entrés en service commercial en Allemagne (Basse-Saxe) en septembre 2018. En France, Alstom travaille avec la SNCF et les régions pour développer au plus vite les premiers prototypes47, et vise un train en essai de circulation en 2022, puis un premier service commercial en 2023-2024.


Les facteurs de compétitivité principaux sur le développement de trains à pile à combustible sont le caractère décarboné du vecteur énergétique, l’autonomie, la disponibilité des stations de recharge et la sécurité des technologies.

Forces Faiblesses

- Avec son modèle Coradia iLint développé pour le marché allemand et mis en service en 2018, Alstom dispose d’une avance technologique par rapport à ses concurrents internationaux.

- En France, les Régions sont très demandeuses de pouvoir développer leur indépendance énergétique grâce à l’hydrogène. Alstom travaille avec la SNCF et les Régions Auvergne-Rhône-Alpes, Bourgogne-Franche-Comté, Grand Est et Occitanie pour développer et mettre en service en France une flotte expérimentale de trains à hydrogène, en remplacement partiel des flottes diesel. Les frais fixes de développement s’élèvent à 53 M€, dont 8 M€ pris en charge par Alstom et 8 M€ assumés par la SNCF, auxquels il faut ajouter un surcoût de 2 à 3 M€ par rame.

- La viabilité technique de ce train est avérée à la suite de l’expérience allemande d’Alstom.

- Alstom conserve l’ingénierie (conception système) en France (Paris et Tarbes), y compris pour ses marchés à l’export (ex. Allemagne), mais l’intégration est réalisée localement ((en Allemagne pour le marché allemand, en France pour le marché français), à la demande des clients. En revanche, les composants stratégiques (ex. power packs c’est-à-dire la traction) pourraient à terme être intégralement fabriqués en France (au-delà de l’intégration).

- Alstom s’appuie pour l’instant sur des fournisseurs de piles étrangers (Hydrogenics), même si elles pourraient à terme être achetées chez Helion (Areva) ou Symbio. Ce recours à un unique fournisseur est problématique pour Alstom.

- De la même manière, pour les power packs, l’électronique de puissance est réalisée à Tarbes mais les composants viennent d’Asie. Les réservoirs sont achetés auprès de fournisseurs allemands, mais Alstom est en négociation avec des fournisseurs français pour les trains régionaux.

- Coûts élevés correspondant à des coûts de prototypes (technologies de quasi-artisanat sur la fabrication des composants).

47 Le réseau français étant électrifié à 50 %, les Régions demandent, à la différence de l’Allemagne, des trains bi-modes, c’est-à-dire électriques et à traction autonome avec de l’hydrogène.



- En France, l’expression des besoins actuelle est de 15 trains, mais l’objectif reste une décarbonation de l’ensemble du ferroviaire français en 2035. Ceci implique en particulier le replacement progressif de la flotte actuelle de 1200 trains diesels en France par des trains électriques à batterie (range de 100 km) ou hydrogène à piles à combustible (distances supérieures) à partir de 2028.

- D’autres pays s’intéressent à cette technologie comme l’Italie, le Royaume-Uni, le Canada et la Suède. En particulier, les pays européens sont mobilisés pour le remplacement de leur flotte de trains alimentés au diesel, et c’est ici que pour le moment les activités de développement des trains à hydrogène sont les plus dynamiques.

- Enjeu de développement de produits sur le segment des locomotives de shunting (milieu urbain) et des locomotives de fret.

- La concurrence internationale est moins avancée que dans d’autres segments (stade du prototypage au Japon).

- Développement d’ici 2025 d’une filière française amont pour les composants (réservoirs et piles) qui permettrait de localiser en France une partie significative de la valeur ajoutée, outre l’ingénierie des trains et leur intégration (pour le marché français). Ceci devrait permettre d’industrialiser la production de composants mutualisés et donc de faire baisser les coûts en vue du développement d’un second concept de trains. Avec cette plateforme, Alstom entend descendre au niveau des composants, en fabricant lui-même ses power packs à partir de piles françaises (Symbio, Areva, Faurecia, Plastic Omnium).

- Faute de financement suffisant, la capacité d’Alstom à ce jour de faire aboutir son projet de développement et déploiement d’une flotte expérimentale de trains hydrogène en France n’est pas assurée.

- Le Japon travaille aussi sur les trains hydrogène. East Japan Railway Company, actuellement au stade du prototypage, pourrait rattraper Alstom si l’entreprise n’est pas en mesure de mener en France la démonstration de ses trains de première génération, et le développement de la seconde génération.



Leader

Alstom apparait aujourd’hui comme le principal acteur du train à hydrogène dans le monde. L’enjeu est le maintien d’une filière française de trains pour les lignes non électrifiées (pour les usages non satisfaits par les trains à batteries).


Réglementaire

La réglementation ferroviaire doit être adaptée pour permettre l'introduction de la technologie hydrogène, et la réglementation actuelle en la matière doit être élargie pour couvrir les aspects spécifiques aux applications ferroviaires. Avant que les trains à hydrogène puissent être opérationnels, des procédures d'autorisation aux niveaux européen et national doivent être mises en place. Il importera de faciliter l’obtention de l’homologation en France (dossier porté par la SNCF) et de ne pas imposer à

Industriel

Offre industrielle française actuellement insuffisante sur les composants pour des applications ferroviaires, ce qui explique qu’Alstom les achète auprès de fournisseurs internationaux. Nécessité de développer une filière française amont en capacité de fournir des composants pour le ferroviaire, idéalement en mutualisant les développements avec d’autres applications dans le fret ferroviaire, la mobilité terrestre lourde, le maritime voire même des applications stationnaires. Pour être étendues à d’autres applications, les solutions devront être standardisées.


l’hydrogène de contraintes d’exploitation excessives (ex. de la recommandation Ineris concernant la vidange des bus avant maintenance dans les ateliers de Pau). La DGITM s’est engagée à être facilitatrice sur ces aspects.

Suite au premier déploiement d’une flotte expérimentale d’une quinzaine de trains en France, de nouveaux développements devront être réalisés pour optimiser la technologie en vue d’un déploiement massif à horizon 2028. Stations de recharge non disponibles à ce jour pour le ferroviaire.


La technologie hydrogène comporte certaines spécifications technologiques qui doivent être soigneusement prises en compte dans le processus de conception. Selon le type de pile à combustible utilisé, il peut être nécessaire d’intégrer plusieurs composants supplémentaires au groupe motopropulseur.

Les réservoirs d'hydrogène ont certaines limitations en termes de connecteurs et doivent actuellement être placés dans le même compartiment de train que les piles à combustible, ce qui influence négativement le processus de ravitaillement.

Autre

Besoin d’appropriation par l’ensemble de la filière (acheteurs, organismes de certification, opérateurs, etc.) de la technologie hydrogène pour pouvoir homologuer et maintenir un train hydrogène. Ceci devrait pouvoir être atteint suite au déploiement de la mini-flotte d’une quinzaine de trains hydrogène.


R&D sur les technologies clés Il importe pour Alstom d’obtenir l’homologation de son train hydrogène en France, et de ne pas être confronté à des règlementations contraignant de manière excessive cette technologie (exemple de la vidange des avant maintenance, recommandée par l’INERIS pour les ateliers de maintenance de Pau). Alstom cherche également à mettre en place une plateforme de composants hydrogène français multi-usages d’ici à 2025 (piles, réservoirs, batteries, contrôle-commande, etc.), par exemple sur le modèle de SpeedInnov, dédiée au financement du développement du TGV du futur.


Industrialisation

Déploiement



Maillon assemblage d'avions et produits aéronautiques (auxiliaires de puissance, etc.)


Safran travaille sur les auxiliaires de puissance à hydrogène pour l’aéronautique, actuellement au stade du démonstrateur (TRL 4), et avec l’objectif d’avoir des systèmes en démonstration à fin 2022. Safran travaille également avec Airbus sur le système de propulsion hybride du futur et est sollicité sur de nouvelles mobilités (taxis volants, drones, etc.).


Les facteurs de compétitivité principaux sur la performance des systèmes et leur compétitivité face aux solutions fossiles conventionnelles, ainsi que la réduction du bruit et des émissions de polluants locaux.

Forces Faiblesses

- Bien qu’il achète environ 50 % des composants du système, Safran maitrise la conception de l’intégralité des groupes auxiliaires de puissance à hydrogène (à l’exception des membranes).

- Des fournisseurs français existent pour la quasi-totalité des composants à l’exception des membranes.

- La technologie PAC n’est pas encore mature pour des applications aéronautiques (performance et coût).

- Le déploiement de l’hydrogène dans l’aviation est tributaire de la disponibilité d’hydrogène décarboné à un coût compétitif.


- L’aéronautique pourra bénéficier des développements actuellement conduits sur les composants (ex. piles) par l’industrie automobile (tôles minces, industrialisation de la production), avec à la clé des améliorations de performance et des baisses de coûts.

- L’hydrogène peut permettre aux acteurs français de maintenir leurs compétences dans l’aéronautique, voie de faire de la France le leader de ces technologies sur un marché de niche (plus petit et plus contraint par la nécessité d’obtenir des qualifications spécifiques, donc moins exposé à la concurrence).

- De nombreuses start-ups développent des modèles d’avions régionaux à propulsion hydrogène ou hybride (ZeroAvia, mais aussi Zunum, MagniX, Ampaire), mais la plupart d’entre elles font face à de sérieuses difficultés de financement.




Intermédiaire

Safran est favorablement positionné sur les auxiliaires de puissance, mais le coût des développements et de la démonstration à venir pourraient justifier un soutien.


Réglementaire

Absence de règlementation contraignante concernant l’utilisation de turbomachines pour la fonction d’auxiliaire de puissance (exemple : interdiction de l’utilisation de kérosène en dehors de la piste d’atterrissage (taxi électrique avec PAC) à horizon 2035).

Les start-ups françaises peuvent avoir des difficultés à rentrer dans des domaines complexes comme l’aéronautique (qui nécessite des qualifications spéciales).

Industriel

Le faible taux de subvention de la BPI (ex. 12,7% pour Safran) débouche sur un très fort volume d’autofinancement qui oblige Safran à réduire la voilure de ses projets de développement et démonstration. Le budget de l’armée française (DGA) pourrait être davantage mobilisé au service du développement et de la démonstration de nouvelles technologies pour alimenter les avions militaires.


L’hydrogène n’est pas compétitif actuellement (en termes de TCO) pour les applications aéronautiques, y compris au sol. Les performances des PAC doivent être améliorées jusqu’à ce qu’elles présentent un intérêt techniquement.

Autre

Le déploiement des produits est conditionné à la disponibilité massive d’hydrogène bas-carbone ou d’origine renouvelable et à sa compétitivité.

Une chaine d’approvisionnement liquide devra être envisagée si les applications dans l’aviation se développent, en raison de la plus grande densité énergétique et donc de l’autonomie bien supérieure permise par l’hydrogène liquide.


R&D sur les technologies clés Pour financer ces développements et la démonstration à venir, Safran aura besoin de soutien public.


Industrialisation

Déploiement



Traduction en termes d’emplois et de valeur ajoutée sur le territoire français

a) Les enjeux liés à l’emploi

L’hydrogène intervient dans les chaînes de valeur d’industries à forts enjeux de transition

Enjeux économiques pour l’industrie automobile

Le poids économique du secteur automobile français est considérable dans l’économie française. Il représente au total 21 métiers et 800 000 salariés répartis équitablement entre la filière amont regroupant les constructeurs, équipementiers, fournisseurs et sous-traitants impliqués dans la production des véhicules, et la filière aval en charge de la distribution, de la maintenance, des services aux conducteurs, de l’éducation routière et du recyclage.

L’industrie automobile européenne et a fortiori française doit répondre à des exigences croissantes en termes de niveaux d’émissions de véhicules (polluants et gaz à effet de serre), et le projet de Loi d’Orientation des Mobilités prévoit la fin de vente des véhicules utilisant les énergies fossiles d’ici 2040. Les motorisations électriques, à batterie et/ou PAC, sont amenées à se développer dans ce contexte et à modifier les activités et emplois de la filière.

De façon générale la moindre complexité du véhicule électrique par rapport au véhicule thermique (en moyenne 1 400 pièces pour un moteur thermique contre 200 pour un moteur électrique) réduira le besoin de main d’œuvre, qualifiée ou non, dans les chaînes de production et d’assemblage, ou dans les ateliers de maintenance et de réparation. A titre exemple une étude récente estime que l’impact d’un passage au véhicule électrique pourrait entraîner au niveau européen une baisse de 60 % de l’emploi associés à la fabrication des groupes motopropulseurs et des pièces de rechange ainsi qu’à la maintenance. Cette baisse ne serait pas compensée par la hausse des emplois les emplois créés par les véhicules électriques à batterie seuls, et se traduirait donc par une perte nette d’emploi La PFA estime ainsi qu’à l’horizon 2035 ce sont 15 000 emplois (soit 30 % des ressources travaillant autour du groupe motopropulseur) qui pourraient être à risque par rapport à 2016. Ces estimations ne tiennent en revanche pas compte du potentiel de création d’emplois associé aux composants spécifiques aux véhicules électriques à PAC, qui pourraient avoir un rôle positif dans le maintien des emplois de cette filière (voir infra).

Au-delà du bilan chiffré, un certain nombre de métiers sont appelés à disparaître avec la diminution du nombre des motorisations thermiques. En effet, de nombreuses compétences spécifiques telles que les négociants en produits pétroliers, les ramasseurs agréés d’huiles usagées, etc. sont aujourd’hui associées aux motorisations essence ou diesel, que ce soit sur la filière amont (ingénierie, construction) ou la filière aval (maintenance, distribution). Les distributeurs d’énergie sont eux aussi concernés par ces évolutions ; les stations-services devront se positionner par rapport à la nouvelle offre d’énergie et au déploiement des bornes de recharge individuelles.

Enjeux économiques pour l’industrie du raffinage

Les objectifs mondiaux, européens et nationaux de lutte contre le changement climatique engagent tout particulièrement le secteur du raffinage. Si la demande mondiale d'hydrocarbures liquides - en tant que combustibles pour le transport, comme matière première pétrochimique et pour d’autres utilisations - pourrait augmenter jusqu’au moins 2040, sa part dans les mix énergétiques finaux devraient progressivement diminuer, ouvrant la voie à des carburants alternatifs. Par ailleurs l’industrie du raffinage doit réduire sa propre empreinte CO2, et mise particulièrement sur des solutions telles que le CCS, les biocarburants avancés, ou encore les carburants de synthèse. Les coûts nécessaires pour développer ces solutions et verdir le secteur du raffinage soulèvent de forts enjeux de compétitivité à l’international pour le secteur.

Au cœur de cette transition, le secteur du raffinage est doublement concerné par le développement du vecteur hydrogène :


• Environ 65 % du pétrole brut traité dans les raffineries européennes est transformé en carburants de transport, 10 % sont destinés aux matières premières pétrochimiques et 25% pour d'autres produits48. La transition du monde des transports aura ainsi un impact direct sur la part la plus significative des activités de raffinage.

• Le raffinage, en tant que principal consommateur d’hydrogène, utilise environ 540 000 tonnes d’hydrogène par an en France, dont 100 000 tonnes viennent du vapocraquage dans les raffineries. Le verdissement des activités de raffinage doit donc passer, entre autres leviers, par un recours à un hydrogène moins carboné que celui actuellement utilisé.

Le nombre d’emplois directs dans le raffinage français est aujourd’hui estimé entre 6000 et 7500, auxquels viennent s’ajouter quelque 30 000 emplois indirects49. Ce sont ainsi près de 37 000 emplois qui sont exposés de près à ces forts enjeux de transition.

Enjeux économiques pour les autres industries productrices ou utilisatrices d’hydrogène

Plus généralement les industries productrices et utilisatrices d’hydrogène, sont exposées elles aussi à de fortes problématiques de verdissement et de réduction de leur empreinte carbone, et l’hydrogène entre en jeu à plusieurs titres :

• Les industries énergétiques et gazières productrices d’hydrogène majoritairement issu de vaporéformage d’énergies fossiles, et pour lesquelles la conversion progressive de activités de production vers de l’hydrogène vert ou bas-carbone est incontournable pour s’inscrire dans la transition énergétique. Pour ces industries, d’importants investissements en R&D et adaptation des installations et sites de productions seront nécessaires. Ces industries représentent 130 à 145 000 emplois directs en France aujourd’hui, sans qu’il soit possible d’isoler la part des activités liées spécifiquement à l’hydrogène.

• Les industries fortement utilisatrices d’hydrogène (raffinage, engrais, chimie, métallurgie notamment), ayant recours actuellement en majorité à un hydrogène issu de vaporéformage à un coût d’1,5 – 2,5 €/kg, pour lesquelles le passage à un hydrogène vert ou bas-carbone (dont le coût est supérieur à 6 €/kg) est un levier majeur de verdissement, soulevant de forts enjeux de compétitivité. Le nombre d’emplois concernés par ces industries est le suivant (d’après les données publiées par les fédérations concernées) :

Industrie Emplois directs

Emplois indirects

Emplois directs et indirects

Raffinage ~7 000 30 000 ~37 000

Engrais ~3 600 NC NC

Chimie 157 000 473 000 630 000

• Les industries non encore utilisatrices (ou marginalement) et qui pourraient être sources de besoins nouveaux en hydrogène (industrie cimentière par exemple), notamment dans des process de CCUS. Là encore, l’hydrogène vert ou bas-carbone serait un levier technique potentiellement pertinent pour réduire l’empreinte carbone de ces industries, mais les questions de compétitivité sont encore prédominantes (exemple : le coût de la tonne carbone évitée dans l’industrie cimentière avec ces techniques reviendrait à 300 à 600 euros la tonne, ce qui reviendrait à un clinker qui coûterait de 5 à 10 fois le coût actuel, en concurrence avec des produits non soumis à contrainte carbone). Les emplois associés à ces industries sont difficiles à évaluer, dans la mesure où ils sont regroupés au sein d’industries diverses et parfois diffuses.

48 Source : Fuels Europe, Vision 2050, 2018 49 Source : MTES. Lien : https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/chaine-petroliere


Enjeux économiques pour l’industrie ferroviaire

La France est une grande puissance ferroviaire, avec 100 000 emplois directs ou indirects en France dans des grands groupes mais aussi chez les entreprises sous-traitantes : le marché ferroviaire est le 4ème client des entreprises sous-traitantes après l’automobile, l’aéronautique et l’électronique50.

Avec seulement 50% de lignes ferroviaires électrifiées au plan national actuellement, reposant essentiellement sur des technologies diésel, le développement d’une filière nationale capable de s’affranchir du diésel et d’apporter une réponse aux problématiques climatiques et de qualité de l’air constitue un enjeu de taille. Sur ce marché des trains diésels à enjeu de transition, l’hydrogène pourra jouer un rôle majeur si la France développe les technologies adéquates, et contribuer au maintien des emplois actuellement associés à la filière ferroviaire non électrifiée.

De nouvelles compétences et de nouveaux métiers à développer Allant de pair avec les enjeux de maintien et de création d’emplois et de valeur ajoutée sur le territoire national, de nouvelles compétences doivent se développer pour répondre aux besoins d’adaptation des filières existantes, et aux besoins de développement à grandes échelles des nouvelles activités liées à l’hydrogène.

Les compétences existantes dans les industries impliquant la manipulation de combustibles gazeux, ainsi que dans la fabrication et la réparation de véhicules, en particulier de véhicules hybrides et électriques, fournissent déjà des bases de compétences importantes et très pertinentes pour travailler autour des technologies de l'hydrogène. De même, des compétences existent déjà au sein d’entreprises françaises pionnières en lien avec les technologies spécifiques à l’hydrogène (fabrication de stacks et piles à combustibles par exemple), et doivent pouvoir être répliquées à plus grande échelle.

De ce point de vue, dans la plupart des cas, les compétences nécessaires correspondent davantage à une « mise à niveau » modulaire plutôt qu’à une réorientation complète, avec cependant un double défi :

• De mise à niveau rapide des compétences en cas d’accélération de la filière,

• Et d’adaptation des chaînes de valeur des différentes filières, de l’amont à l’aval, pour tenir compte des propriétés et règles de sécurité spécifiques à l’hydrogène.

50 Source : pacte productif pour le plein emploi – octobre 2019


Tableau 6 : Analyse des écarts entre les compétences actuelles et les compétences requises pour développer la filière hydrogène

En lien avec ces nouvelles compétences requises, de nouveaux métiers sont appelés à se développer, représentant des niveaux de qualification variés, et supposant la mise en place de cursus de formation adaptés. Des travaux récents effectués par le DOE ont permis de recenser certains de ces nouveaux métiers :

Métier Salaire annuel (indicatif) Niveau d'étude minimum

Director of hydrogen energy development € 124 200 Bachelor’s (Business)

Hydrogen fueling station manager € 50 400 Bachelor’s (CE)

Hydrogen/fuel cell R&D director € 116 100 Doctoral

Hydrogen fuel cell system technician € 35 100 HSD/GED/OJT/TS/apprenticeship

Junior hydrogen energy technician € 20 700 HSD/GED/OJT/TS/apprenticeship

Fuel cell engineering intern € 5 400 HSD/GED/OJT/apprenticeship

Fuel cell manufacturing technician € 40 500 Associate’s

Fuel cell fabrication and testing technician € 40 500 Associate’s

Hydrogen power plant installation, operations, engineering, and management € 62 100 Bachelor’s

Hydrogen energy systems designer € 42 300 Apprenticeship/TS

Fuel cell plant manager € 81 000 Bachelor’s

Hydrogen energy system operations engineer € 61 200 HSD/GED

Hydrogen fueling station designer & project engineer € 66 600 Bachelor’s (Engineer)

Hydrogen fuel transporter trucker € 32 400 OJT

Hydrogen fueling station operator € 26 100 OJT

Hydrogen fuels policy analyst & business sales € 50 400 Bachelor’s (Business)

Hydrogen systems program manager € 65 700 Bachelor’s (Engineer)

Emissions accounting & reporting consultant € 57 600 Bachelor’s (various)

Fuel cell quality control manager € 66 600 Master’s (Science/Engineering)

Hydrogen pipeline construction worker € 41 400 HSD/GED/OJT/TS/apprenticeship

Fuel cell designer € 70 200 Master’s (Science)

Hydrogen energy engineer € 64 800 Bachelor’s (Engineer)

Fuel cell power systems engineer € 68 400 Master’s (EE)

Fuel cell fabrication technician € 20 700 HSD/GED/OJT/TS/apprenticeship

Hydrogen systems & retrofit designer € 81 000 Bachelor’s

Fuel cell retrofit installer € 36 900 HSD/GED/OJT/TS apprenticeship

Fuel cell retrofit manufacturer plant labor € 32 400 HSD/GED

Hydrogen vehicle electrician € 39 600 HSD/GED/OJT/TS apprenticeship

Fuel cell vehicle development engineer € 62 100 Bachelor’s (Engineer)

Hydrogen systems safety investigator cause analyst € 79 200 Bachelor’s (various)

Hydrogen lab technician € 36 000 Associate’s

Hydrogen energy system installer helper € 20 700 HSD/GED

Hazardous materials management specialist € 49 500 Bachelor’s (Science)

Hydrogen energy system installer € 27 900 HSD/GED/OJT/TS apprenticeship

Fuel cell power systems operator and instructor € 45 000 HSD/GED/OJT/TS apprenticeship

Fuel cell backup power system technician € 36 000 HSD/GED/OJT/TS apprenticeship


Métier Salaire annuel (indicatif) Niveau d'étude minimum

Senior automotive fuel cell power electronics engineer € 62 100 Bachelor’s (EE)

Emissions reduction credit portfolio manager € 42 300 Bachelor’s (Business)

Emissions reduction project developer specialist € 56 700 Bachelor’s (various)

Emissions reduction project manager € 70 200 Bachelor’s (various)

Hydrogen systems sales consultant € 47 700 Bachelor’s (Business)

Hydrogen plant operations manager € 85 500 Bachelor’s (EE

Tableau 7 : Recensement de nouveaux métiers amenés à se développer en lien avec la filière hydrogène

(Source : DOE51)

b) Première estimation du potentiel de génération d’emplois et de valeur ajoutée associé à la filière hydrogène à horizon 2030

Les effets positifs du développement de la filière hydrogène peuvent être estimés à partir d’une décomposition des principaux maillons contributeurs, et d’une modélisation des impacts des dépenses dans ces différents maillons. Les analyses qui suivent reposent sur la modélisation des impacts pour quatre maillons de la filière hydrogène, en termes d’emplois (ou, plus précisément, les ETP supplémentaires générés par l’activité) directs et indirects, et de valeur ajoutée, en France à l’horizon 2030. Le détail de la méthodologie et des hypothèses utilisées est présenté en annexe.

Il convient de garder à l’esprit que ces estimations :

• Traduisent une vision partielle de la chaîne de valeur de l’hydrogène : tous les maillons n’ont pas été exhaustivement pris en compte, et seuls les effets bruts directement imputables à la filière hydrogène sont comptabilisés (i.e. les effets sur le maintien de certains emplois ne sont pas capturés par les estimations).

• Relèvent d’une vision à court terme (2030), comparativement à l’horizon de développement de la filière. En effet, les effets à long terme liés aux différents maillons pris en compte et aux activités de maintenance dans la durée ne sont que partiellement capturés, et certains maillons ne sont pas pris en compte dans la mesure où, à l’horizon 2030, le développement de certains marchés (non intégrés dans l’analyse) est incertain.

• Sont fondées sur des outils de modélisation entrée-sortie dont les limites sont rappelées en annexe.

Les résultats des estimations sont présentés ci-dessous. Les estimations effectuées permettent d’évaluer à environ 57 800 – 107 000 ETP générés, et 3,4 – 6,4 Mds € de valeur ajoutée, les effets positifs bruts de nouvelles activités liées à l’hydrogène, en France à horizon 2030. Ces estimations reposent sur des hypothèses de marché sous-jacentes relativement optimistes, et des hypothèses de captation de valeur par les industriels français elles aussi volontaristes : il s’agit en effet de donner un ordre de grandeur du potentiel qui pourrait être atteint si les différents verrous mentionnés dans les analyses précédentes pouvaient être levés d’ici 2030, si le potentiel pressenti de localisation des activités en France était concrétisé, et si les préconisations de soutien à la filière développée dans la suite des analyses étaient approfondies et mises en œuvre. Les hypothèses en question sont détaillées en annexe. Il convient également de noter que, du fait des limites évoquées ci-dessus et en annexe, ce potentiel ne capture pas tous les effets économiques de l’économie de l’hydrogène. Notamment, les emplois industriels liés à l’exploitation des installations et aux services associés n’ont pas été intégrés de façon systématique, et apparaissent principalement dans les modélisations pour les maillons stations et électrolyseurs (exploitation et maintenance) et le maillon logistique.

51 DOE (Roger H. Bezdek), The hydrogen economy and jobs of the future.


Ces estimations sont à mettre en regard des enjeux de transition et de maintien des emplois dans des pans majeurs de l'industrie française. Comme évoqué ci-avant, ce sont jusqu’à 1,5 M emplois, à fort enjeu de maintien et fortement impactés par la transition écologique et climatique, sur lesquels la filière hydrogène aura un effet direct ou indirect potentiel dans les années à venir.

Figure 20 : Estimation des ETP générés à l’horizon 2030 en France, directs et indirects, par le développement d’une sélection de maillons de la filière hydrogène (hypothèse basse, à gauche, et hypothèse haute, à droite)

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

Electrolyse Stations H2 Transport&

Logistique

VéhiculesH2

ETP générés - hypothèse basse

Motor vehicles, trailers andsemi-trailers

Machinery and equipment n.e.c.

Land transport services andtransport services via pipelines

Fabricated metal products,except machinery andequipment

Constructions and constructionworks

Basic metals

Architectural and engineeringservices; technical testing andanalysis services


Logistique

VéhiculesH2

ETP générés - hypothèse haute


Figure 21 : Estimation de la valeur ajoutée générée à l’horizon 2030 en France par le développement d’une sélection de maillons de la filière hydrogène (hypothèse basse, à gauche, et hypothèse haute, à droite)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000


Logistique

VéhiculesH2

Valeur ajoutée (M€) - hypothèse basse

Motor vehicles, trailers andsemi-trailers

Machinery and equipmentn.e.c.

Land transport services andtransport services viapipelines

Fabricated metal products,except machinery andequipment

Constructions andconstruction works

Basic metals

Architectural andengineering services;technical testing andanalysis services Electrolyse Stations H2 Transport

&Logistique

VéhiculesH2

Valeur ajoutée (M€) -hypothèse haute


Annexes Axe 1 - Analyse détaillée du contexte relatif à l’hydrogène par pays

Allemagne


- Le Plan d’Action pour le Climat 2050 (Klimaschutzplan 2050) adopté en 2016 fixe un ensemble de mesures pour diminuer les émissions de gaz à effet de serre du pays et respecter ses engagements dans le cadre de l’Accord de Paris (2015). Il vise notamment une diminution de 80 à 95% des émissions d’ici 2050 (par rapport à 1990).

- Un programme national d’innovation pour les technologies hydrogène et les PAC (Nationale Innovationsprogramm Wasserstoff und Brennstoffzellentechnologie, ou NIP) a été initié en 2007. Il est piloté par une structure indépendante dédiée : l’Organisation nationale pour les technologies de l’hydrogène et des piles à combustibles (NOW) au moyen d’un programme national de développement (NEP). L’ambition est de faire converger les objectifs politiques, industriels et scientifiques pour faciliter l’éclosion d’une politique industrielle en matière d’hydrogène.

Quatre ministères allemands sont impliqués : les Transports, l’Economie et la technologie, l’Education et l’Environnement

2006-2016 : programme doté d’un budget total d’environ 450 M€ dont 279 M€ pour les transports, 56 M€ pour le résidentiel, 52 M€ pour des marchés spéciaux52 et 31M€ pour le stationnaire

2018 : nouvelle approbation pour dix ans avec un budget de 1,4 Md€ (composé pour moitié de budgets fédéraux et pour moitié de contributions d’industriels) pour financer des stations hydrogène accessibles au public, des véhicules à PAC, les achats de micro-cogénérations et la première commercialisation de deux trains à hydrogène (Coradia iLint). Au total, d’ici 2021, le gouvernement souhaite mettre en circulation 14 trains à hydrogène.

- L’Organisation nationale pour les technologies de l’hydrogène et des PAC (NOW) a établi en 2016 la rentabilité de l’hydrogène et la nécessité d’organiser sa percée commerciale et le développement d’hydrogène produit à partir d’énergies renouvelables. NOW estime la valeur de ce marché à 4 Md€ en 2023, dont 50% à l’export, et considère que 10 000 emplois pérennes pourraient être créés par la réalisation des objectifs suivants à 2025 :

400 stations publiques d’approvisionnement (1 000 d’ici 2030)

Circulation de plus de 500 000 véhicules individuels à PAC et de 2 000 bus

1,5 GW de capacité en électrolyseurs alimentés par une électricité d’origine renouvelable

Définition de modèles d’affaires pour le power-to-gas

Mise en place de stockage d’hydrogène

Installation de 500 000 piles à combustibles (PAC) pour le chauffage résidentiel

- L’Allemagne définit également des objectifs de coopération à l’échelle internationale pour anticiper son potentiel d’exportation et soutenir le développement de la filière. Le pays a fondé avec le Japon un Partenariat germano-japonais sur l’énergie pour intensifier leurs efforts en matière

52 Le NIP entend par « marchés spéciaux » les marchés hors mobilité et bâtiment. Ceci inclut par exemple des solutions de stabilisation du réseau électrique proposées par le consortium Clean Power Net (source : http://www.hydrogendays.cz/2016/admin/scripts/source/presentations/Hanno%20Butsch_HDs2016.pdf).

http://www.hydrogendays.cz/2016/admin/scripts/source/presentations/Hanno%20Butsch_HDs2016.pdf


d’innovation sur les énergies renouvelables, notamment sur la modernisation de l’utilisation de l’hydrogène53.

Soutien à la demande :

- L’Etat allemand subventionne l’achat de véhicules hydrogène pour les particuliers :

Les véhicules éligibles bénéficient d’une prime de 2 000€. Le NIP II Call 2018 subventionne l’achat de flottes de véhicules électriques par les entreprises, y compris la construction d’une infrastructure de recharge.

Au début de l’année 2019, le ministre fédéral des Transports a déclaré vouloir doubler cette prime environnementale pour les petits véhicules électriques à batterie et les véhicules à pile à combustible (PAC) dont le prix d’achat ne dépasse pas les 30 000€. Les modèles dont les prix se situent entre 30 000€ et 60 000€ ainsi que les véhicules utilitaires légers et les taxis bénéficieront également d’une augmentation de la prime, dont le montant pourrait atteindre 8 000€.

- L’Etat soutient le déploiement de systèmes de micro-cogénération à PAC (FC micro-CHP) : lancé en 2016 par le ministère fédéral de l’Economie et de l’Energie via le NOW, le programme KfW433 est dédié au financement de l'achat de PAC stationnaires jusqu'à 5 kW et vise à promouvoir l’industrialisation et la commercialisation de masse de la technologie.

Jusqu’à 40% coût de l’installation est éligible à cette subvention dont le montant varie de 6 825€ (pour une puissance de 0,25 kW) à 28 200€ (pour une puissance de 5 kW)

Forte de son succès, la subvention a été étendue aux entreprises et aux collectivités. Au total, depuis 2016, 6 660 systèmes ont été subventionnés.

- Le NIP a lancé le « Hyland concept », une campagne à destination des collectivités, qui peuvent ainsi être accompagnées pour devenir « des territoires hydrogène ». Selon leur niveau d’avancement, les territoires peuvent être des54 :

HyStarters : le gouvernement soutient des campagnes de sensibilisation et la participation des acteurs au déploiement de l’hydrogène sur le territoire : 85 candidatures ont été reçues et 9 territoires ont été retenus en mai 2019 ;

HyExperts ou HyPerformers, pour les régions les plus avancées : le gouvernement soutient alors la réalisation d'études ou la mise en place d'applications concrètes. Les candidatures étaient ouvertes jusqu’au 30 septembre 2019.

Soutien aux investissements dans les infrastructures :

- L’Allemagne fait partie des 14 pays européens – dont la France – qui incluent le déploiement d’infrastructures fonctionnant à l’hydrogène dans leur cadre juridique national. La directive européenne sur le déploiement d'une infrastructure pour carburants alternatifs (Alternative fuels infrastructures – AFI), qui oblige chaque Etat membre à établir une politique claire de déploiement des infrastructures de recharge pour les carburants alternatifs, rend en effet facultatif le déploiement d'infrastructures pour les véhicules électriques à PAC55.

- Le gouvernement pilote depuis 2009 le programme « H2 Mobility », qui regroupe six acteurs du secteur – Air Liquide, Daimler, Linde, OMV, Shell et Total – pour construire un réseau de stations hydrogène conformément à la directive AFI. La joint-venture est financée par le

53 https://www.adelphi.de/en/news/german-japanese-energy-partnership-creates-momentum-energy-transition 54 https://www.now-gmbh.de/en/national-innovation-programme/hydrogen-regions-in-germany 55 HyLaw, D4.1. Cross-country comparison, 2018.

https://www.adelphi.de/en/news/german-japanese-energy-partnership-creates-momentum-energy-transition

https://www.now-gmbh.de/en/national-innovation-programme/hydrogen-regions-in-germany


ministère fédéral allemand des Transports (BMVI) dans le cadre du NIP et par la Commission européenne dans le cadre du projet « Hydrogen Mobility Europe »56.

Actuellement, l’Allemagne compte 75 stations57 et 100 sont prévues d’ici à la fin de l’année 2019 (permettant de couvrir 20% de la population)

Un objectif de 400 stations a été défini pour 2023 (couvrant 60% de la population) sachant que 1 000 stations seraient nécessaires pour couvrir l’intégralité de la population

- L’Allemagne a déployé en 2011, via la DENA (Deutsche Energieagentur – agence de l’énergie), une plate-forme stratégique répertoriant les différents projets de power-to-gas58. Cette plateforme répond à plusieurs objectifs :

Définir les conditions d’utilisation de cette solution pour un déploiement technique et économique à grande échelle

Faire preuve de transparence auprès des investisseurs de la filière hydrogène.

- En termes de stratégie d’approvisionnement en hydrogène, les projets de power-to-gas sont clés dans la stratégie allemande. En 2016, 23 projets étaient déjà en opération et 3 en construction, principalement à partir d’énergies renouvelables. Le NIP (National Innovation Program) vise ainsi à implanter, grâce au consortium d’entreprises CleanPowerNet, des électrolyseurs pour équilibrer le réseau. Cette pratique est estimée nécessaire à partir de 40 ou 50% d’électricité renouvelable dans le mix électrique, ce qui est envisageable en Allemagne à horizon 2030.

- A moyen terme, les objectifs pour 2025 visent 1,5 GW de capacité de production d’hydrogène renouvelable, d’après un document stratégique de l’Organisation Nationale de l’Hydrogène (NOW). Selon l’Institut Fraunhofer (2012), 70 GW de centrales power-to-gas seraient nécessaires dans un scénario d’électricité 100% renouvelable, pour absorber les fluctuations de la production.

- A ce jour, c’est l’électricité éolienne produite massivement au nord de l’Allemagne et en offshore qui est de plus en plus exploitée pour la production d’hydrogène ou autres gaz de synthèse.

Soutien à la R&D et aux projets de démonstration :

- L’organisation NOW (Nationale Organisation Wasserstoff und Brennstoffzellentechnologie), créée dans le cadre du programme NIP en 2008, finance les projets de R&D et coordonne les activités des entreprises, laboratoires et acteurs publics en vue de développer une industrie compétitive et de favoriser la commercialisation rapide des technologies.

- Le ministère fédéral de l’Economie et de l’Energie (BMWi) a lancé le 7ème Programme de recherche sur l’énergie. Doté d’un budget de 7 Md€, il est axé sur la R&D à grande échelle de technologies innovantes susceptibles de soutenir la transition énergétique en Allemagne, dont l’hydrogène. L'objectif de ces projets est d'étudier l'intégration de la production d'hydrogène à grande échelle et l'élaboration d'un cadre pour l'exploitation des systèmes.

En 2017, l’Allemagne a financé la R&D sur l’hydrogène à hauteur de 50 millions d’euros59.

En 2019, l’Allemagne a annoncé soutenir un nouveau consortium de 20 laboratoires à hauteur de 100 M€ pour tester pendant un an l’utilisation industrielle de l’hydrogène.

56 Ce dernier est financé par la Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking (FCH 2 JU), elle-même soutenue par le programme-cadre de recherche et d’innovation de l’Union européenne (Horizon 2020), Hydrogen Europe et la Hydrogen Europe Association. Source : https://h2.live/en/h2mobility 57 Adelski A., “Shell et Air Liquide inaugurent la 75ème station hydrogène d’Allemagne », H2Mobile, 2019. Lien : https://www.h2-mobile.fr/actus/shell-air-liquide-inaugurent-75e-station-hydrogene-allemagne/ 58 https://www.dena.de/en/topics-projects/projects/energy-systems/power-to-gas-strategy-platform/ 59 HCSS Geo-economics, Energy R&D made in Germany. Strategic Lessons for the Netherlands, 2019

https://h2.live/en/h2mobility

https://www.h2-mobile.fr/actus/shell-air-liquide-inaugurent-75e-station-hydrogene-allemagne/

https://www.dena.de/en/topics-projects/projects/energy-systems/power-to-gas-strategy-platform/


- Le NIP finance également depuis 2011 le partenariat stratégique « Clean Power net » à hauteur de 11 M€, qui fédère 20 acteurs industriels et académiques pour l’introduction sur le marché de PAC à des fins de production d’électricité, notamment pour l’alimentation de secours.

- Plusieurs démonstrateurs sont partiellement ou totalement financés par le budget fédéral :

Le parc énergétique de Mayence alimente les électrolyseurs Siemens (capacité 6 MW) avec un surplus d’électricité produit par une ferme éolienne de 10 MW. La production attendue est de 200 tonnes d’hydrogène (avec une capacité de stockage de 1 tonne). La moitié du budget de 17 M€ est issu du budget fédéral.

Callux (2008-2015) est le premier grand projet de déploiement de PAC à usage domestique. Avec un budget de 86 M€, il a permis d’équiper plus de 300 foyers pour des tests en conditions d’exploitation.

Harmonisation des normes et suppression des barrières règlementaires :

- L’Allemagne a adopté un cadre juridique commun aux différents Länder pour :

la règlementation des stations hydrogène, définie par le NOW60 ;

la délivrance des permis de construire et les autorisations d’exploitation d’installations à hydrogène (States Buildings Ordinances) ;

la définition de la technologie power-to-gas.

- En Allemagne, contrairement à certains Etats européens, aucune autorisation particulière n’est requise pour l’exploitation de l’hydrogène dans le cadre de processus de R&D dans des laboratoires. Les installations avec une production à petite échelle (respectant un seuil déterminé) bénéficient d’un processus d’autorisation simplifié supervisé par les autorités locales. En revanche, en vertu de la Loi fédérale sur la lutte contre les émissions, un permis de construire est toujours requis pour les centrales et usines pilotes d’hydrogène.

- Les Etats membres de l’UE déterminent si une étude d’impact environnemental est obligatoire (directives SEA et EIA) pour le stockage d’hydrogène sur site. L’Allemagne fait partie des Etats européens ayant systématisé cette obligation uniquement pour les stockages supérieurs à 200 tonnes61.

- L’Allemagne n’a pas mis en place de système de garantie de l’hydrogène vert. La production d’hydrogène vert via H2 Mobility a reçu la garantie d’origine européenne « CertifHy ».

- La technologie power-to-gas bénéficie d’avantages spécifiques : exonération des tarifs de réseau de gaz et d'électricité, priorité donnée à l'hydrogène et au méthane de synthèse dans l'accès aux réseaux gaziers, limitation des coûts de raccordement au réseau62.

60 https://www.h2-genehmigung.de/Index/Index?lang=1 61 Pour le stockage de l'hydrogène sur site (capacités comprises en 3 et 30 tonnes), une telle étude peut être exigée en raison de circonstances locales spécifiques. Pour des installations de stockage avec une capacité comprise entre 30 et 200 tonnes, une étude d'impact est exigée, si le projet peut avoir un impact négatif considérable sur l'environnement et à la discrétion des autorités. 62 HyLaw, D4.1. Cross-country comparison, 2018.

https://www.h2-genehmigung.de/Index/Index?lang=1


Chine


- L'État chinois attache une grande importance à l'industrie des véhicules à piles à combustible (PAC). Depuis 2017, les ministères et les commissions de l’Etat et des provinces concernées ont adopté de manière intensive des politiques visant à soutenir la mise au point de véhicules à PAC. Les technologies de l'hydrogène et des PAC, ainsi que les véhicules à PAC sont définies comme un domaine prioritaire dans plusieurs documents politiques et stratégiques63 :

« Grandes lignes de la stratégie nationale de développement axée sur l'innovation »

« 13ème Plan quinquennal national d'innovation en science et technologie »

« 13ème Plan quinquennal national de développement stratégique de l'industrie émergente »

« Made in China 2025 »

« Plan de développement à moyen et long terme de l'industrie automobile »

« 13ème plan quinquennal pour l'innovation scientifique et technologique dans le secteur des transports »

- L’objectif est d’atteindre le déploiement de 5 000 véhicules dans les services publics de certaines zones spécifiques (prioritairement les autoroutes situées dans la région du delta de Yangtze) et de 100 stations de recharge d'ici 2020 (50 000 véhicules et 300 stations d’ici 2035). L’Etat compte sur le déploiement commercial de millions de véhicules à PAC et de 1 000 stations hydrogène à horizon 2030.

- Le programme « Ten Cities, Thousand Vehicles », qui a lancé les véhicules électriques à batteries en Chine, sera répliqué pour le transport à hydrogène à Beijing, Shanghai et Chengdu, entre autres.

- Wuhan deviendra la première ville chinoise de l'hydrogène, avec plus de 100 constructeurs de véhicules à piles à combustible et entreprises associées, et jusqu'à 300 stations d'ici 202564 .


- En février 2019, le gouvernement a publié un « Avis sur l'ajustement et l'amélioration de la politique de subvention pour la promotion et l'utilisation de véhicules à énergie renouvelable », exigeant que « les voitures particulières à pile à combustible soient toujours subventionnées en fonction de la puissance nominale du système de pile à combustible ». La subvention est de 800 €/kW.

La subvention maximale est de 27 000 € par voiture ;

Les bus à PAC légers et les camions, d’une part, les bus de grande et moyenne taille et les camions de poids moyen et lourd, d’autre part, bénéficient de subventions fixes et plafonnées respectivement à 40 000 € et 70 000 € l’unité65.

- Allant dans le sens des politiques nationales, les gouvernements locaux tels que Beijing, Guangdong, Shenzhen, Foshan et Jiangsu ont également mis en place des politiques de soutien au développement de l’industrie des véhicules à PAC.

63 Livre blanc de la Chine sur l'industrie de l'énergie à base d'hydrogène et des piles à combustible, 2019 http://www.h2cn.org/publicati/215.html 64 13ème plan quinquennal pour l'innovation scientifique et technologique dans le secteur des transports, 2017 https://www.sustainabletransport.org/archives/510. 65 Avis sur l'ajustement et l'amélioration de la politique de subvention pour la promotion et l'utilisation de véhicules à énergie renouvelable, 2018 http://www.gov.cn/xinwen/2019-03/27/content_5377123.htm

http://www.h2cn.org/publicati/215.html

https://www.sustainabletransport.org/archives/510

http://www.gov.cn/xinwen/2019-03/27/content_5377123.htm


Parmi eux, Guangdong et Shanghai offrent une subvention maximale équivalente à la subvention nationale pour les PAC de grande puissance (puissance du système de piles à combustible supérieure ou égale à 50% du moteur d'entraînement ou à 60 kW)6667.


- Dans certaines provinces, les infrastructures comme les stations de recharge sont principalement financées par des sociétés d'investissement à capitaux publics.

- Des subventions pour encourager l’investissement des entreprises privées ont été mises en place par deux villes (Rugao et Foshan). La subvention maximum à Foshan peut atteindre 1 M€/station. Les politiques de subvention des autres provinces sont à l’étude.

- En termes de stratégie d’approvisionnement en hydrogène, la production d’hydrogène de la Chine, qui représentait 21 millions de tonnes en 2016, suit des impératifs principalement économiques et est donc à 95% basée sur le charbon et les énergies fossiles – sans dispositif de capture du carbone. Le marché domestique devrait continuer à se développer à la suite de l’initiative « Made in China » de 2015, qui redirige les subventions des véhicules électriques à batterie vers les véhicules à hydrogène et stimulera la demande.

- En 2016, le 13ème plan quinquennal du gouvernement promouvait l’hydrogène à partir d’énergies renouvelables dans le nord du pays. La récente croissance de ces dernières ayant été très rapide dans le mix électrique, le système présente des pertes conséquentes qui constituent une opportunité pour les technologies de power-to-gas. Le gouvernement ne semble cependant pas avoir émis de stratégie officielle quant à leur développement dans le mix de production d’hydrogène.

- L’IEA estime que la solution à plus bas coût pour un hydrogène à moindre teneur en carbone en Chine réside dans les technologies de CCUS. Celles-ci augmenteraient de 5% les dépenses d’investissements et de 130% les dépenses d’exploitation, mais restent les plus envisageables et viables dans un pays où l’industrie minière est très établie. En effet, la dynamique du charbon ne semble pas s’épuiser ; à titre d’exemple, Datong Coal Mine Group lançait en 2019 un appel d’offres pour un projet de production de 110 000 tonnes annuelles d’hydrogène à partir de charbon.


- Rugao Jiangsu est la première ville ayant mis en place des politiques de soutien à l’hydrogène, en 201968 :

Prime à la vente de véhicules hydrogènes et à l’acquisition pour les entreprises (plafonnée à 250 000 €)

Subvention pour les entreprises non-hydrogène qui pénètrent le marché de l’hydrogène (6% - 8% des investissements de transformation technique pour la production de produits liés à l'hydrogène)

Subvention pour les stations de recharge (à hauteur de 20% du coût de construction de la station de recharge de 70MPa, et de 2€/kg d’hydrogène commercialisé)

Prime dédiée aux talents de l'industrie hydrogène qui s’installent dans la ville pour innover et travailler dans ce domaine (1,3 M€/personne au maximum)

Accélération des démonstrations de véhicules à PAC et de systèmes d'énergie distribuée à hydrogène, en privilégiant les services publics (bus, logistique, distribution)

La part des véhicules à PAC dans les nouveaux véhicules au cours des trois prochaines années devra atteindre respectivement 30%, 40% et 50%.

66 Plan de développement des véhicules à piles à combustible de Shanghai http://www.china-hydrogen.org/fuelcell/application/2019-1-11/3576.html 67 Plan de développement des véhicules à piles à combustible de Guangdong 68 Rugao City soutient la mise en œuvre du développement de l'industrie de l'énergie hydrogène https://wemp.app/posts/d741d28a-2a60-4167-a17d-340bde5156cf


- D’autres villes en Chine ont également publié leurs plans de développement pour l’industrie de l’hydrogène.

Leurs objectifs sont définis en termes de valeur de production, de création de la chaîne de valeur industrielle, de nombre de véhicules à hydrogène et de stations de recharge à 2025 et 2030.

Cependant, des politiques de soutien détaillées à la R&D n’ont pas encore vu le jour.


- Le comité technique national 309 de l'Administration chinoise de normalisation sur l'énergie hydrogène (SAC / TC309) a été créé en mars 2008.

SAC / TC309 est responsable de la normalisation de la production, du stockage, du transport et de l’utilisation de l'hydrogène. Son interlocuteur principal est l'organisation internationale de normalisation ISO / TC197.

À ce jour, environ 80 normes et standards chinois ont été déjà créés, qui couvrent la production, la distribution, la recharge, et les piles à combustibles.


Corée du Sud Adoption d’objectifs politiques à long terme :

- L'objectif de la Corée du Sud est de réduire ses émissions de CO2 de 37 % en 203069. L’objectif de réduction est fixé par rapport à un scénario d’émissions non contrôlées (dit « business as usual »). Une réduction de 37 % reviendrait à ramener les émissions sud-coréennes à environ 536 millions de tonnes en 2030, en lieu et place des 669 millions de tonnes émises en 2012.

- En 2015, la Corée du Sud lancé son système d’échange de quotas d’émissions carbone (South Korea’s Emissions Trading Scheme) afin d’atteindre les objectifs de réductions d’émissions de gaz à effet de serre fixés par le gouvernement.

- Dès 2015, la Corée du Sud s’est fixé des objectifs ambitieux en matière de mobilité hydrogène : son “Troisième plan pour le développement de véhicules respectueux de l’Environnement” assignait ainsi aux constructeurs de véhicules hydrogène et de stations de recharge l’objectif de 9 000 véhicules et 80 stations déployés à horizon 202070.

- En janvier 2019, le président sud-coréen a annoncé l’adoption d’une feuille de route ambitieuse pour développer l’économie hydrogène dans le pays à horizon 2040 (Roadmap for hydrogen economy by 2040).

Cette feuille de route se décompose en deux volets : augmenter la production de voitures et de piles à combustible fonctionnant à l'hydrogène d’une part, et mettre en place un système de production et de distribution d'hydrogène d’autre part.

À travers cette feuille de route, la Corée du Sud se fixe des objectifs ambitieux dans les secteurs de la mobilité et de l’industrie71 :

Horizon Véhicules à hydrogène (nombre)

Stations de recharge (nombre)

Piles à combustible

Industrie (GW)

Ménages (GW)

2022 81 000 310 1.5 0,5

2040 6,2 M 1 200 15 21

Avec le Japon, la Corée fait partie des rares pays ayant adopté des objectifs précis pour l’utilisation d’hydrogène ou de combustibles à base d’hydrogène dans le secteur de l’énergie72.

Dans l'ensemble, le gouvernement sud-coréen vise ainsi une production globale annuelle de 5,26 millions de tonnes en 2040, contre près de 2 millions de tonnes actuellement73.

- Le ministre sud-coréen des Transports Choi Jeong-ho a aussi exprimé en mars 2019 l’objectif de convertir tous les véhicules commerciaux, y compris les camions et les engins de chantier,

69 Reuters, South Korea to cut 2030 greenhouse gas emissions by 37 percent from BAU levels, 2015. Lien : https://www.reuters.com/article/us-climatechange-southkorea/south-korea-to-cut-2030-greenhouse-gas-emissions-by-37-percent-from-bau-levels-idUSKCN0PA04N20150630 70 Afhypac, Hydrogène : agissons aujourd’hui pour la mobilité de demain, 2017. Lien : http://www.afhypac.org/documents/divers/Note%20courte_Agissons%20aujourd%27hui%20pour%20la%20mobilité%20de%20demain_nov2017.pdf 71 EastSpring Investment, Hydrogen powering South Korea’s future, 2019. 72 IEA, The future of Hydrogen, 2019 73 H2KOREA/ Kyungil University, Hydrogen Energy of Korea, 2018. Lien: http://www.drd.wa.gov.au/Publications/Documents/Hydrogen%20Energy%20of%20KOREA.pdf

https://www.reuters.com/article/us-climatechange-southkorea/south-korea-to-cut-2030-greenhouse-gas-emissions-by-37-percent-from-bau-levels-idUSKCN0PA04N20150630

https://www.reuters.com/article/us-climatechange-southkorea/south-korea-to-cut-2030-greenhouse-gas-emissions-by-37-percent-from-bau-levels-idUSKCN0PA04N20150630

http://www.afhypac.org/documents/divers/Note%20courte_Agissons%20aujourd%27hui%20pour%20la%20mobilit%C3%A9%20de%20demain_nov2017.pdf

http://www.afhypac.org/documents/divers/Note%20courte_Agissons%20aujourd%27hui%20pour%20la%20mobilit%C3%A9%20de%20demain_nov2017.pdf

http://www.drd.wa.gov.au/Publications/Documents/Hydrogen%20Energy%20of%20KOREA.pdf


aux piles à combustible d'ici 203574. Des trains à hydrogène devraient également être commercialisés après 2025, une fois les projets de R&D suffisamment aboutis. Le gouvernement veut également soutenir le déploiement de flottes à hydrogène (taxis, bus publics, véhicules de police).

- La Corée du Sud a annoncé travailler sur une seconde feuille de route orientée autour des questions technologiques75, pour servir le développement de l’économie hydrogène.


- Le gouvernement accorde des subventions importantes à l’achat de véhicules hydrogène. Par exemple, un SUV Hyundai Nexo au prix de 63 000 USD peut revenir à 32 000 USD, déduction faite de la subvention gouvernementale76.

- En mars 2019, le gouvernement s’est engagé à investir 7,5 millions d’euros au cours des trois prochaines années pour la création de stations de recharge hydrogène utilisant du biogaz77.

- Le gouvernement sud-coréen a débloqué, pour 2020, une nouvelle enveloppe de 267 millions d’euros (359,3 milliards de wons) à destination des véhicules à pile à combustible et du déploiement des stations de recharge hydrogène78.


- Des partenariats entre le gouvernement et les acteurs industriels sont utilisés pour financer et déployer l'infrastructure de ravitaillement et les stations de recharge en hydrogène. Le gouvernement a annoncé qu'il apporterait un soutien financier aux stations de ravitaillement en carburant et faciliterait l'obtention des permis de construire.

- En mars 2019, le gouvernement sud-coréen a créé une société à vocation spécifique appelée « Hydrogen Energy Network » (HyNet), où il s'associe à des sociétés industrielles telles que Korea Gas Corporation et Hyundai pour construire une infrastructure de ravitaillement en hydrogène dans tout le pays. Le ministère du Commerce, de l'Industrie et de l'Énergie sud-coréen (MOTIE) y a engagé 119 millions de dollarsErreur ! Signet non défini.. HyNet a pour objectif de construire 100 stations à hydrogène d’ici 2022 – soit un tiers de l’objectif du gouvernement sud-coréen de construire un total de 310 stations à cette échéance79.

- En termes de stratégie d’approvisionnement en hydrogène, la Corée du Sud produit la majorité de ses 1,9 millions de tonnes annuelles d’hydrogène grâce à ses installations pétrochimiques (principaux sites : Ulsan, Daesan, Yeosu), et dépend des importations pour environ 260 000 tonnes supplémentaires (données 2018). Ceci s’explique notamment par l’importance de la demande industrielle (parc installé de 123,8 MW de PAC sur 22 sites industriels seulement en 2014).

- Les importations devraient croitre dans les années à venir, d’après l’université de Kyungil. En effet, dans le cadre d’une collaboration avec l’Australie, la Corée accentuerait son rôle technologique tandis que l’Australie se positionnerait en exportateur massif d’hydrogène renouvelable et à base de charbon – positionnement confirmé par l’IEA.

74 Korea Herald, Korea to shift all commercial vehicles to fuel cell energy by 2035, 2019. Lien: http://www.koreaherald.com/view.php?ud=20190320000572 75 IEA, The future of Hydrogen, 2019. 76 EastSpring Investment, Hydrogen powering South Korea’s future, 2019. 77 Nexxdrive, La Corée du Sud investit 7,5 millions d’euros dans l’hydrogène au biogaz, 2019. Lien : https://nexxdrive.fr/la-coree-du-sud-investit-75-millions-deuros-dans-hydrogene-au-biogaz/ 78 H2Mobile, Corée du Sud : nouvelles subventions pour les voitures à hydrogène en 2020, 2019. Lien : https://www.h2-mobile.fr/actus/coree-du-sud-nouvelles-subventions-voitures-hydrogene-2020/ 79 Green Car Congress, S. Korea launches new company to lead construction of hydrogen fueling infrastructure 100 stations by 2022, 2019. Lien: https://www.greencarcongress.com/2019/03/20190311-hynet.html

http://www.koreaherald.com/view.php?ud=20190320000572

https://nexxdrive.fr/la-coree-du-sud-investit-75-millions-deuros-dans-hydrogene-au-biogaz/

https://www.h2-mobile.fr/actus/coree-du-sud-nouvelles-subventions-voitures-hydrogene-2020/

https://www.greencarcongress.com/2019/03/20190311-hynet.html


- La feuille de route pour une économie de l’hydrogène, publiée en 2018, met d’ailleurs l’accent sur les technologies des véhicules et des stations de recharges, et moins sur la production. Malgré tout, le Président Moon Jae-in aurait annoncé en Janvier 2019 viser 5,26 millions de tonnes annuelles d’ici 2040, toutefois sans chiffrer le support financier à cet objectif. Les exportations apparaissent donc comme un élément clé de la stratégie d’approvisionnement coréenne à court et moyen termes, la production devenant une priorité lorsque les technologies de l’hydrogène seront bien implantées.


- L’hydrogène représente 7,9% du budget public de R&D en matière d’énergies renouvelables en Corée du Sud80.

- L'État sud-coréen a financé le think thank H2Korea pour créer un pont entre les secteurs public et privé en matière de technologies hydrogène. Il s’agit de s’assurer de la synchronisation entre le développement des véhicules hydrogène et le déploiement des infrastructures adaptées.

- De nombreux programmes de R&D ont été développés en Corée du Sud depuis les années 1990, tels que le programme « 21st Century Frontier Hydrogen Energy » financé par le Ministère de la Science et de la Technologie entre 2003 et 2013, qui a permis d’ouvrir le premier centre R&D sud-coréen spécialisé en énergie hydrogène.

- En mai 2019, Korea Electric Power Corporation (KEPCO - détenue à 51% par l’Etat) a reçu le soutien du gouvernement sud-coréen pour la production d’hydrogène vert à travers la signature d’un Memorandum of Understanding (MOU). Ce MOU charge KEPCO de la promotion de l’hydrogène vert et de sa production via la technologie power to gas. KEPCO a également signé un MOU avec 17 autres entreprises et institutions sur le développement technologique de l’hydrogène vert81.


- En février 2019, le ministre sud-coréen du Commerce, de l'Industrie et de l'Énergie, Sung Yun-mo, a présidé le premier comité d'examen des exemptions réglementaires pour les nouveaux modèles économiques à Séoul, sur la base du projet de loi sur la réglementation pour soutenir les nouvelles industries axées sur l'innovation. Après délibérations, le comité a décidé d'approuver les demandes de dérogation réglementaires pour trois projets de démonstration interdits par la loi en vigueur : ces projets consistent en l'installation et l'exploitation de stations d'hydrogène dans le centre-ville de Séoul82.

- Une évolution réglementaire permet désormais la construction de stations hydrogène dans les infrastructures publiques accessibles aux citoyens.83 Les citoyens n’étaient précédemment pas autorisés à utiliser les stations de recharge considérées comme annexes à des bâtiments publics.

- En 2019, il est prévu que le gouvernement sud-coréen adopte une règlementation spéciale sous le nom hypothétique d’Hydrogen Economy Act (Loi sur l’économie hydrogène) qui établirait

80 Ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie/ Ministère de l’économie, de l’industrie et du numérique, Filière hydrogène-énergie, 2015. 81 FuellCellsWorks, South Korea : KEPCO will promote “Green Hydrogen” without CO2 emissions, 2019. Lien: https://fuelcellsworks.com/news/south-korea-kepco-will-promote-green-hydrogen-without-co2-emissions/ 82 Ministère coréen du Commerce, de l'Industrie et de l'Énergie, 2019, Lien : http://english.motie.go.kr/en/pc/photonews/bbs/bbsList.do?bbs_seq_n=806&bbs_cd_n=1&currentPage=1&search_key_n=&search_val_v=&cate_n= 83 FuellCellsWorks, South Korea: regulatory reform permits hydrogen station to be built at Hwaseong City Hall, 2019. Lien: https://fuelcellsworks.com/news/south-korea-regulatory-reform-permits-hydrogen-station-to-be-built-at-hwaseong-city-hall/

https://fuelcellsworks.com/news/south-korea-kepco-will-promote-green-hydrogen-without-co2-emissions/

http://english.motie.go.kr/en/pc/photonews/bbs/bbsList.do?bbs_seq_n=806&bbs_cd_n=1&currentPage=1&search_key_n=&search_val_v=&cate_n

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https://fuelcellsworks.com/news/south-korea-regulatory-reform-permits-hydrogen-station-to-be-built-at-hwaseong-city-hall/

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un système de gestion de la sécurité, de la production à l'utilisation de l'hydrogène, en passant par son stockage et son transport84.

84 Bird&Bird, 2019. Lien : https://www.twobirds.com/en/news/articles/2019/singapore/the-push-for-adopting-hydrogen-fuel-cell-vehicles-in-singapore

https://www.twobirds.com/en/news/articles/2019/singapore/the-push-for-adopting-hydrogen-fuel-cell-vehicles-in-singapore

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Etats-Unis

Adoption d’objectifs politiques à long terme :

- Au niveau fédéral, en 2002, le département américain de l’énergie (Ministère de l’énergie) publiait sa « Vision nationale de la transition américaine vers une économie de l’hydrogène » (A National Vision of America’s Transition to a Hydrogen Economy – to 2030 and beyond), suivie la même année par l’adoption d’une feuille de route nationale85. Cette feuille de route visait à coordonner les actions du gouvernement pour réduire les coûts de production, soutenir la R&D en matière de stockage et de conversion et déployer les infrastructures.

- Cette feuille de route a été suivie en 2006 d’un « Plan de posture vis à vis de l’hydrogène » (Hydrogen Posture plan)86, qui souligne les bénéficies de l’hydrogène en termes de sécurité énergétique et de réduction des émissions, et détermine un scénario de développement technologique et de transformation du marché de l’hydrogène à 2040. En 2011 a été publié le « Plan programme pour l’hydrogène et les piles à combustible »87 qui met à jour le précédent plan de posture et reflète les contributions des parties prenantes et du public.

- Enfin, en 2013, les États-Unis ont lancé leur projet d’infrastructure nationale hydrogène, baptisé « H2USA ».

- Les Etats les plus avancés en termes de déploiement de l’hydrogène sont la Californie, les Etats du Nord-Est et Hawaï88.

- En Californie, plusieurs partenaires institutionnels ont fondé dès 1999 le « California Fuel Cell Partnership » (CaFCP) avec initialement le California Air Resources Board (CARB), la California Energy Commission (CEC) et six entreprises (Ballard Power Systems, DaimlerChrysler, Ford Motor Company, BP, Shell Hydrogen et ChevronTexaco).

La première phase a consisté à valider la viabilité technologique des solutions hydrogène ;

La seconde phase, de 2004 à 2007, visait à déterminer si les véhicules à PAC et l’hydrogène étaient commercialement viables ;

La troisième phase a préparé le lancement commercial de véhicules à PAC en Californie pour 2015.

En 2018, le CaFCP a communiqué sur un plan de déploiement de 1 000 stations de recharge et 1 000 000 de véhicules à PAC d’ici 2030, égalant les objectifs de la Chine89.

- L’État de Californie a adopté en 2013 l’Assembly Bill 8 (AB 8), une loi programmatique de soutien à l’hydrogène en vue du déploiement à terme de 100 stations publiques.

- En 2018, l’Executive Order B-48-18 a établi de nouveaux objectifs de 200 stations d’ici 2025 et 5 millions de véhicules zéro-émission d’ici 2030 en Californie.

- Le gouverneur de Californie a aussi signé en 2013 un MOU avec huit états du Nord-Est des États-Unis pour mettre sur les routes 3,3 millions de véhicules zéro émission (dont véhicules à PAC) d’ici 2025.


85 https://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/national_h2_roadmap.pdf 86 https://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/hydrogen_posture_plan_dec06.pdf 87 http://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/program_plan2011.pdf 88 Ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie/ Ministère de l’économie, de l’industrie et du numérique, Filière hydrogène-énergie, 2015. 89 California Fuel Cell Partnership, The California Fuel Cell Revolution: A Vision for Advancing Economic, Social and Environmental Priorities, 2018. Lien: https://cafcp.org/sites/default/files/News-Release-2030-Vision.pdf

https://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/national_h2_roadmap.pdf

https://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/hydrogen_posture_plan_dec06.pdf

http://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/program_plan2011.pdf

https://cafcp.org/sites/default/files/News-Release-2030-Vision.pdf


- Le gouvernement fédéral a octroyé des incitations fiscales au déploiement des solutions hydrogène (crédit d’impôt de 4000 dollars sur les véhicules à PAC jusqu’à fin 2014, et crédit d’efficacité énergétique résidentielle de 3334€/kW).

- Le DoE a également contribué sous forme de subventions au déploiement de chariots élévateurs (700 subventions du DoE ont conduit à 7 500 achats additionnels) et de systèmes de secours d’urgence (900 subventions du DoE ont conduit à 4000 achats supplémentaires).

- Conformément à l’Energy Policy Act de 1992, 75% des véhicules légers acquis par le gouvernement fédéral doivent être des véhicules à carburant alternatif (cette définition inclut les véhicules à PAC). Le Département américain de la Défense (DOD) doit aussi favoriser l’achat ou la location de véhicules à moteur électrique, si ces véhicules sont commercialement disponibles à un coût « raisonnablement comparable » à des véhicules thermiques. Les véhicules tactiques utilisés lors des combats ne sont pas concernés.

- Enfin, le programme pilote Zero Emissions Airport Vehicle and Infrastructure permet de financer à hauteur de 50% des coûts d’achat de véhicules zéro-émission pour les aéroports publics et d’installation des infrastructures associées.

- En Californie (qui dispose par ailleurs d’un système d’échange de quotas d’émissions similaire au système européen EU-ETS), un critère d’intensité carbone des carburants (Low Carbon Fuel Standard) soutient l’adoption de l’hydrogène pour la mobilité.

Mis en place en 2007, le LCFS oblige les raffineurs et distributeurs de carburants à se conformer à un objectif de réduction de l’intensité carbone des carburants de transport (sur leur cycle de vie complet), en vue d’atteindre une réduction de 20% de l’intensité carbone d’ici 2030 (par rapport à 2010). Le LCFS est un système d’échange de crédits (analogue au dispositif des certificats d’économie, pour les économies d’énergie, en France).

En 2018, plus de 60% des crédits ont été émis au bénéfice du diesel renouvelable, du biodiesel, de l’électricité et du biométhane.

L’hydrogène peut donner lieu à l’émission de crédits de plusieurs manières dans le cadre du dispositif LCFS : opération d’une station de recharge, fourniture d’hydrogène à des véhicules à PAC, fourniture de produits pétroliers produits à partir d’hydrogène bas-carbone (CCUS, vaporeformage de biométhane), etc.

La majorité des crédits générés pour de l’hydrogène en 2018 l’ont été pour l’alimentation de véhicules par de l’hydrogène produit à partir de gaz naturel.

Le LCFS a été révisé en 2018 pour requérir une réduction plus importante de l’intensité carbone d’ici à 2030 et inciter le déploiement des stations de recharge hydrogène.

- Par ailleurs, en vertu de la loi SB-1505, adoptée en 2006, l’Etat californien requiert qu’un tiers de l’hydrogène commercialisé dans les stations soit d’origine renouvelable.

- Le programme Zero Emissions Vehicle (ZEV) oblige les constructeurs automobiles à mettre sur le marché une certaine proportion de véhicules zéro émission (dont hydrogène) en Californie90. En 2019, les véhicules zéro émission doivent représenter 3% des ventes totales. Cette

proportion devrait atteindre 8% en 2025. Ce programme (qui prend la forme d’un mécanisme de marché, basé sur des crédits

échangeables) a aussi été adopté par dix autres Etats à la suite de la Californie. La pénalité appliquée est de 5000 dollars pour tout crédit manquant.

- Des primes à l’achat ou à la location de véhicules propres (Clean Vehicle Rebate Project) sont octroyées. Ces primes peuvent aller jusqu’à 5 000 dollars pour un véhicule de tourisme à PAC (contre 2 500 dollars pour un véhicule électrique à batterie et 1 500 dollars pour un véhicule hybride rechargeable). Elles sont accordées aux particuliers, aux entreprises et aux collectivités91.

- En termes de commande publique, à partir de 2024, au moins 50% des véhicules légers acquis par l’Etat devront être des véhicules zéro-émission, et 15% des véhicules lourds d’ici 2025 (30% d’ici 2030).

90 https://www.ucsusa.org/clean-vehicles/california-and-western-states/what-is-zev 91 https://afdc.energy.gov/fuels/laws/HY?state=ca

https://www.ucsusa.org/clean-vehicles/california-and-western-states/what-is-zev

https://afdc.energy.gov/fuels/laws/HY?state=ca


- De la même manière, des obligations sont imposées aux opérateurs de transport public, dont 25% des véhicules acquis chaque année devront être zéro-émission à partir de 2023 (50% d’ici 2026 et la totalité des achats à horizon 2029, pour atteindre des flottes 100% zéro-émission en 2040).

- Les véhicules hydrogène bénéficient aussi d’avantages d’usage, comme l’accès aux voies réservées aux véhicules à occupation multiple (High-Occupancy Vehicle lanes).

- A mi-2019, la Californie comptait 5 923 véhicules hydrogène à PAC, d’après les chiffres du CARB92.

Source: California Air Resources Board (CARB), “Annual Evaluation of Fuel Cell Electric Vehicle Deployment & Hydrogen Fuel Station Network Development”, 2019. Lien : https://ww2.arb.ca.gov/sites/default/files/2019-07/AB8_report_2019_Final.pdf


- Jusqu’en 2014, le gouvernement fédéral a accordé un crédit d’impôt de 30 % sur les infrastructures de recharge hydrogène (plafonné à 30 000 dollars).

- Le Département de l’Energie offre des garanties de prêts à des projets réduisant la pollution de l’air et les émissions de gaz à effet de serre et soutenant le déploiement commercial de véhicules à carburants alternatifs (ex. de projets : déploiement d’une infrastructure de recharge).

- En termes de stratégie d’approvisionnement en hydrogène, la production d’hydrogène aux Etats-Unis atteint les 10 millions de tonnes par an, principalement par vaporeformage. Cette prédominance était, dès 2002, prévue par la feuille de route du Département de l’Energie, qui annonçait le développement des technologies suivantes :

2000 : vaporeformage ; 2010 : électrolyse à partir d’énergies renouvelables et de nucléaire ; 2020 : gazéification du charbon ; 2030 : hydrogène par bio-photolyse.

- La vision décrite dans cette feuille de route répartit cette production entre les grandes raffineries industrielles, les centrales électriques, les stations de recharge, ainsi que délocalisé dans les zones rurales. Elle décrit également des procédés non émetteurs de CO2, qu’ils utilisent de la biomasse, de l’eau ou même des combustibles fossiles. Ceci implique donc, comme mis en avant dans le document, la commercialisation de dispositifs de capture et de séquestration du carbone.

- En Californie, l’Etat a subventionné les coûts d’investissement des premières stations hydrogène (Infrastructure grants), ainsi que leurs coûts d’opération pour les premières années.

En vertu de l’AB 8, la California Energy Commission (CEC) alloue jusqu’à 20 millions de dollars par an au financement des stations jugées nécessaires par le California Air

92 https://ww2.arb.ca.gov/sites/default/files/2019-07/AB8_report_2019_Final.pdf

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Evolution du nombre de véhicules alimentés à l'hydrogène en Californie

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Resources Board (ARB), via des appels d’offres. Elle arrêtera de financer des stations si elle estime que le secteur privé développe suffisamment de stations publiques sans nécessiter de soutien public93.

A fin 2018, 120 millions de dollars de fonds publics (via l’Alternative and Renewable Fuel and Vehicle Technology Program) ont été consacrés au développement et à la construction de stations hydrogène en Californie (1,9 millions en moyenne par station).

En complément du soutien aux investissements initiaux, CARB soutient aussi l’opération des stations en compensant leur fréquentation éventuellement insuffisante lors des premières années et pendant une période pouvant aller jusqu’à 15 ans (système de crédits pour l’infrastructure de recharge hydrogène - Infrastructure credits - correspondant à la capacité inutilisée de la station, dans le cadre du Low Carbon Fuel Standard)94.

A mi-2019, la Californie comptait 41 stations en fonctionnement95.

Source: California Air Resources Board (CARB), “Annual Evaluation of Fuel Cell Electric Vehicle Deployment & Hydrogen Fuel Station Network Development”, 2019. Lien : https://ww2.arb.ca.gov/sites/default/files/2019-07/AB8_report_2019_Final.pdf


- En 2003, les États-Unis ont lancé une importante initiative dans le domaine de l’hydrogène, concrétisée par une enveloppe budgétaire de 1,2 milliard de dollars.

- En 2009, le président des États-Unis a annoncé une forte réduction des crédits consacrés à ces recherches, justifiée par le manque de maturité de ces technologies.

- En 2015, le budget fédéral américain pour l’hydrogène et les piles à combustible s’élevait à 97M$ au titre de l’efficacité énergétique et de l’énergie renouvelable, auxquels s’ajoutent 20M$ de science fondamentale et 30M$ au titre des énergies fossiles et des piles à combustible à oxydes solides, soit un total de 150M$ (budget du DoE) essentiellement consacré à de la R&D pour réduire les coûts, contre 175M$ en 2014.

93 https://afdc.energy.gov/fuels/laws/HY?state=ca 94 https://ww2.energy.ca.gov/2018publications/CEC-600-2018-008/CEC-600-2018-008.pdf 95 https://ww2.arb.ca.gov/sites/default/files/2019-07/AB8_report_2019_Final.pdf

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Evolution du nombre de stations hydrogène publiques en Californie

https://afdc.energy.gov/fuels/laws/HY?state=ca

https://ww2.energy.ca.gov/2018publications/CEC-600-2018-008/CEC-600-2018-008.pdf

https://ww2.arb.ca.gov/sites/default/files/2019-07/AB8_report_2019_Final.pdf


- En complément du financement de la R&D, le DoE soutient la démonstration de véhicules à PAC, avec 180 véhicules et 25 stations de recharge en 2015.

- En Californie, le Clean Truck, Bus, and Off-Road Vehicle and Equipment Technology Program finance, à hauteur de 12 à 20 millions de dollars par an, les projets de développement, de démonstration, les pilotes pré-commerciaux et les premiers déploiements commerciaux de camions, bus et véhicules tout terrain zéro émission.

- Des projets de navires à PAC, souvent combinés à des batteries sont également prévus.


- Aucune action majeure de ce type n’a été recensée au niveau fédéral, ni en Californie.


Japon

Adoption d’objectifs politiques à long terme :

- En juin 2019, le Japon a adopté une stratégie bas carbone à long terme qui fixe notamment l'objectif ultime d'une société neutre en carbone (soit zéro émission nette) peu après 2050. Cette stratégie inclut un volet innovation, notamment dans l’hydrogène avec un objectif de réduction par dix du coût de production de l’hydrogène décarboné en 205096.

- Le Japon a adopté en juillet 2018 son 5ème plan fondamental de l’énergie (« Basic Energy Plan »), qui dresse les perspectives d’évolution du paysage énergétique nippon aux horizons 2030 et 2050 et révise à la marge le plan antérieur adopté en 2014. A horizon 2050, le METI (Ministère de l’économie, du commerce et de l’industrie) envisage un « virage énergétique » vers une société bas-carbone à l’aide d’innovations technologiques (dont l’hydrogène).

- Le METI a publié en 2014 sa feuille de route pour une « société hydrogène » (Strategic Roadmap for Hydrogen and Fuel Cells). Révisée en 2016 puis en 201997, elle se décompose en 3 phases :

2017-2030 : Généralisation des véhicules et des stations à hydrogène avec le déploiement de :

• 40 000 véhicules à hydrogène d’ici 2020, 200 000 d’ici 2025 et 800 000 d’ici 2030 (contre 4 000 en 2017) ;

• 1 200 bus à hydrogène et 10 000 chariots élévateurs d’ici 2030 ;

• 160 stations en 2020, 320 en 2025 et 900 en 2030 (contre 80 en 2017).

De fin 2020 à 2030/2040 : Promotion de la production d’hydrogène et mise en place d’un système d’approvisionnement en hydrogène à grande échelle à l’horizon 2030, principalement importé ou produit localement à partir de matières premières fossiles (hydrogène fatal, lignite, etc. transportés sous forme liquéfiée).

Autour de 2040 : Mise en place d’un système d’approvisionnement en hydrogène décarboné (en combinant CCS et production à partir d’énergies renouvelables).

Des points d’étape précis la jalonnent : avantage de compétitivité des véhicules à PAC vis à vis des véhicules hybrides vers 2020-2025, centrales de production énergétique à hydrogène vers 2030.

- Le Japon veut se servir des JO de Tokyo en 2020 pour faire la démonstration de sa mise en œuvre d’une « société hydrogène » (fourniture de l’électricité et de l’eau chaude sanitaire par des piles à combustibles dans le village olympique tokyoïte, transport des athlètes par des bus à hydrogène), qui sera l’un des héritages de jeux olympiques pour le pays à l’instar du Shinkansen. La mairie de Tokyo a débloqué 329 millions d'euros pour subventionner le déploiement de véhicules à hydrogène dans le cadre de ces jeux. Outre des flottes de bus, elle a obtenu de Toyota et Honda la mise en circulation pour l’évènement de 6000 voitures à hydrogène dans la capitale.


- Dans le cadre de la « Basic Hydrogen Strategy » établie en 2017, le déploiement des stations hydrogène est subventionné à hauteur de 33 millions d’euros et celui des véhicules à hauteur de 92 millions d’euros, pour amorcer les volumes et réduire les coûts.

96 Reuters, Japan adopts long-term emissions strategy under Paris Agreement, 2019. Lien : https://www.reuters.com/article/us-japan-environment/japan-adopts-long-term-emissions-strategy-under-paris-agreement-idUSKCN1TC1AJ 97 METI, The Strategic Road Map for Hydrogen and Fuel Cells, 2019. Lien : https://www.meti.go.jp/english/press/2019/pdf/0312_002a.pdf

https://www.reuters.com/article/us-japan-environment/japan-adopts-long-term-emissions-strategy-under-paris-agreement-idUSKCN1TC1AJ

https://www.reuters.com/article/us-japan-environment/japan-adopts-long-term-emissions-strategy-under-paris-agreement-idUSKCN1TC1AJ

https://www.meti.go.jp/english/press/2019/pdf/0312_002a.pdf


- Pour les particuliers, ces subventions se traduisent par une aide de 16 000 euros pour l’achat d’un véhicule à PAC.

- En contrepartie des aides à l’investissement concédés aux industriels pour la construction de stations, les exploitants doivent s'engager à ce que les tarifs soient à la parité avec l'essence.


- A l’initiative du METI, un consortium a été annoncé en mai 2017 pour inciter les entreprises japonaises à participer à la stratégie de déploiement des stations à hydrogène au Japon. Appuyés par la Banque de Développement Japonaise, 11 entreprises (10 groupes japonais et Air Liquide) souhaitant participer au consortium « stations à hydrogène » ont signé un MoU avec pour objectifs d'assurer la construction des stations à hydrogène et de promouvoir l'utilisation généralisée des piles à combustible. Ce consortium mutualisera et coordonnera les efforts pour la construction de 300 stations à hydrogène sur une période de 10 ans à partir de 2018.

- Le gouvernement subventionne les investissements engagés par le secteur privé pour la construction de la station à hauteur de 50%, et verse également des subventions sur une durée de 5 ans pour la gestion et l’opération de la station (paiement de la main d'œuvre). La rentabilité des stations est envisagée à horizon 2020.

- Le groupe de travail mis en place par le METI en vue d’établir une stratégie visant une production complètement décarbonée d’hydrogène à l’horizon 2040 a préconisé la mise en place d’une fiscalité en faveur des investissements dans les projets d’hydrogène décarboné. Cette recommandation a été reprise à son compte par le METI.

- En termes d’approvisionnement, le Japon prévoit, à moyen terme, d’importer son hydrogène ou de le produire à partir de produits hydrogénés importés. Ces importations pourront se faire en partie par tankers de gaz liquéfié (exemple de l’étude de faisabilité commencée en 2017 par Kawasaki Heavy Industries et Nel Hydrogen pour une importation depuis la Norvège). Plus généralement, le METI souhaite diversifier les sources d’approvisionnement. La feuille de route qui avait été établie pour l’horizon 2020 était basée sur le succès du projet en partenariat avec l’Australie pour une production à partir de lignite, extraite des mines de Loy Yang, dans l’état de Victoria. Le projet, d’un coût de 500 millions de dollars australiens (dont 50 financés par le gouvernement et l’état de Victoria), débutera ses exportations d’hydrogène liquéfié au second semestre 2020.

- La production locale d’hydrogène à faible impact carbone grâce aux énergies renouvelables et à la technologie CCS ne serait pas considérée à grande échelle avant 2040, à la suite d’investissements en R&D pour des technologies d’électrolyse plus efficaces. En effet, les coûts se révèleraient bien plus élevés pour un pays qui importe environ 90% de son énergie. Il est à noter toutefois que la production domestique par power-to-gas viendra plus tôt à partir de la décennie 2030.


- En 2018, la NEDO (New Energy and Industrial Technology Development Organization), l’agence de financement du METI, dédiait à l’hydrogène et aux piles à combustibles un budget annuel de 260 M$, consacré au financement de la R&D et de la démonstration des technologies (environ 50%) et au subventionnement du déploiement des stations et PAC stationnaires (environ 50%)98.

- A l’interface entre la R&D et le contexte économique, entre les acteurs industriels et académiques, la NEDO finance une multitude des projets couvrant toute la chaîne de valeur de l’hydrogène : la production, le transport, le stockage, l’utilisation mais aussi la sécurité et la réglementation.

Un centre dédié à l’hydrogène se situe à Fukuoka et rassemble des démonstrateurs (150 unités de piles à combustibles), des laboratoires de recherche et des entreprises sur le campus Ito de l’Université de Kyushu.

98 AFHYPAC, Les Programmes hydrogène et piles à combustible au Japon, 2019. Lien : http://www.afhypac.org/documents/tout-savoir/Fiche%208.5%20-%20Programmes%20Japon%20r%C3%A9v.%20janvier%202019%20-ThA.pdf

http://www.afhypac.org/documents/tout-savoir/Fiche%208.5%20-%20Programmes%20Japon%20r%C3%A9v.%20janvier%202019%20-ThA.pdf

http://www.afhypac.org/documents/tout-savoir/Fiche%208.5%20-%20Programmes%20Japon%20r%C3%A9v.%20janvier%202019%20-ThA.pdf


Après plusieurs phases de R&D dans les années 1990, le projet de démonstration « Japan Hydrogen and Fuel Cell » (JHFC) a été lancé en 2002 sous l’égide du METI via le NEDO99 :

• La phase 1 du JHFC (2002-2005) a procédé à des tests de comparaisons d’efficacité entre véhicules thermiques, hydrides, et à PAC ;

• La phase 2 (2006-2010) de démonstration technologique a étendu les aires de test, acquis des données de flottes et approfondi la question de la production de masse et dissémination des véhicules à PAC et les aspects réglementaires, en élaborant des spécifications pour les stations ;

• La phase 3 (2011-2015) de démonstration technico-économique a porté sur les véhicules et stations de recharge et la diffusion de systèmes résidentiels de cogénération utilisant des PAC de faible puissance -sous 1 kW - fonctionnant au GNL ou GPL converti en H2 par reformage et des assouplissements réglementaires préparant l’arrivée sur le marché de véhicules à PAC.


- La régulation japonaise, en raison de ses fortes spécificités, peut créer des barrières à l’entrée d’industriels étrangers et y renchérit significativement les coûts de construction d’une station à hydrogène (jusqu’à 4 millions d’euros, contre environ 1 million d’euros en Europe et aux Etats-Unis).

La régulation japonaise impacte notamment la méthode et les moyens utilisés pour construire une station à hydrogène car elle impose dans la plupart des cas un recours à des matériaux provenant du Japon et certifiés par les autorités japonaises.

Au Japon, la présence d’un opérateur pendant les heures d’ouverture pour contrôler le bon fonctionnement de la station est obligatoire alors qu’en Europe et aux Etats-Unis le service de recharge est automatisé et le contrôle de la station se fait à distance.

- Le souhait du gouvernement nippon de ramener les coûts au niveau de ceux pratiques en Europe et aux Etats-Unis nécessite une évolution de la règlementation (mise en service de stations en libre-service, utilisation d’acier meilleur marché, etc.).

99 Ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie/ Ministère de l’économie, de l’industrie et du numérique, Filière hydrogène-énergie, 2015.


Axe 2 - Caractérisation des principaux maillons de la chaine de valeur

Les tableaux ci-après présentent, pour chaque sous-maillon, les principales technologies et services concernés, des éléments de coûts associés ainsi que les principaux acteurs positionnés. Ces derniers sont indiqués par ordre décroissant de chiffre d’affaires, lorsqu’il est publiquement disponible.

Les données relatives aux coûts ont été rassemblées à partir des différentes sources bibliographiques consultées, et les spécialisations de chaque acteur viennent de leur communication en ligne (sites web d’entreprise principalement) et articles de presse les concernant.

Sous-maillon “Production – Développement de sites, exploitation et maintenance”

Production

Sous-maillon : Développement de sites, exploitation et maintenance

Principaux services Eléments de coûts Principaux acteurs Pays Etudes de faisabilité, dimensionnement

Livraison « clé en main » des usines

Formation des salariés

Suivi et contrôle des données

Une usine de production de 28 000 tonnes d’hydrogène « vert » (annuel) représenterait entre 230 et 250 millions d’euros d’investissements

Linde Group Allemagne

Engie France

Air Liquide France

Hynamics (EDF) France

Hydrogenics Canada

McPhy France Areva H2Gen (développement de sites uniquement)

France

Helion Hydrogen Power (développement de sites uniquement)

France

Tableau 8: Principaux acteurs, par chiffre d’affaires, du sous-maillon "Production - Développement de sites, exploitation et maintenance"


Sous-maillon “Production – Fabrication d’équipements”

Production

Sous-maillon : Fabrication d’équipements

Principales technologies Eléments de coûts Principaux acteurs Pays

Electrolyseurs Electrolyse Alkaline (ALK) :

• Technologie disponible depuis plusieurs décennies

• Peu chère et rendement élevé

• Maturité technologique (TRL) : 9

• Empreinte au sol importante

Electrolyse par membrane à échange de protons (PEM) :

+ Nouvelle technologie + Maturité technologique

(TRL) : 8 + Empreinte au sol faible + Plus chère et moins

efficace (par rapport à ALK)

Electrolyse Haute-Température (SOEC)

• Efficience très élevée (80 à 90% comparé à environ 60% pour ALK et PEM)

• Technologie en développement non commercialisée

• Maturité technologique (TRL) : 6-7

• Temps de démarrage très lent (dizaine d’heures)

• ALK (1MW) : 700 - 1200 €/kW

• PEM (1MW) : 1000 - 1500 €/kW

• Coûts d’installation : 30-60% du CAPEX

• Coût d’opération et maintenance annuel : 2-4% du CAPEX par an

Siemens (PEM) Allemagne

Thyssenkrupp (ALK-CHL, propre technologie) Allemagne

Nel Hydrogen (ALK) Norvège

Hydrogenics (ALK, PEM) Canada

Proton OnSite (PEM) Etats-Unis

McPhy (ALK, PEM) France

ITM Power (ALK, PEM) Royaume-Uni

Ergosup (propre technologie) France

Areva H2Gen (PEM) France

Powidian (PEM) France

Beijing CEI Technology (PEM) Chine

Suzhou Jingli Hydrogen Production Equipment (ALK)

Chine

Tianjin Mainland Hydrogen Equipment (ALK) Chine

Shandong Saikesaisi Hydrogen Energy (PEM) Chine

Acta SA (ALK) Italie

Sunfire (SOEC) Allemagne

Sylfen (SOEC) France

Stacks • Electrodes (anode,

cathode) • Plaques bipolaires • Collecteurs de courant • Electrolyte • Membrane à échange de

protons • Régulateur d’hydrogène

haute pression

Entre 550€ et 3800€ ($600 et $4250) la pièce pour des systèmes d’électrolyse avec électrodes assemblées

Proton OnSite Etats-Unis

ITM Power Royaume-Uni

Alcrys (régulateur d’hydrogène HP) France

Giner ELX Etats-Unis

Acta SA Italie

Tableau 9: Principaux acteurs, par chiffre d'affaires, du sous-maillon “Production – Fabrication d’équipements”


Sous-maillon “Conditionnement – Compression”

Conditionnement

Sous-maillon : Compression

Principales technologies Eléments de coûts Principaux acteurs Pays • Compresseur à

diaphragme • Compresseur à piston • Compresseur à vis • Compresseur à moteur • Compresseur

électrochimique • Cryo-compression

(liquéfaction) • Conversion en

ammoniac/Liquid Organic Hydrogen Carrier (LOHC)

Centre de conditionnement (400 kg/j) :

• 1 bar 200 bar : 5000 k€

• 30 bar 200 bar : 3373 k€

Linde Group (ionique) Allemagne

Air Liquide (liquéfaction) France Air Products (mécanique, liquéfaction) Etats-Unis

Ergosup (électrochimique) France

Busch Clean Air (mécanique) Allemagne

Hofer (mécanique) Allemagne

Howden (mécanique) Ecosse

HYET (mécanique) Pays-Bas

Hystorsys (mécanique) Norvège

Maximator (mécanique) Allemagne

SERA (moteur) Allemagne

Tableau 10: Principaux acteurs, par chiffre d'affaires, du sous-maillon "Conditionnement - Compression"


Sous-maillon “Conditionnement – Stockage”

Conditionnement

Sous-maillon : Stockage

Principales technologies Eléments de coûts Principaux acteurs Pays • Stockage stationnaire

d’hydrogène basse pression, moyenne pression, haute pression

• Stockage sous formes

liquides (après cryo-compression) et solides (sur hydrures)

• Stockage solide en

cours de développement

Stockage stationnaire : • 470 €/kg

Réservoir sous pression (120 cycles/an, 700 bar) :

• Pressurisation ~0,5€/kg H2

• CAPEX ~1,1€/kg H2

Réservoir cryogénique : • Liquéfaction

~1,35€/kg H2 • CAPEX ~0,2€/kg

H2 • Pertes ~0,05€/kg

H2

Le coût de stockage représenterait de 30 à 170% du coût de production de l’hydrogène.

Linde Group (gaz, liquide) Allemagne

Engie (gaz) France

Air Liquide (gaz, liquide) France

Nel Hydrogen (gaz) Norvège

Kawasaki (liquide) Japon

McPhy (solide) France

Air Products (gaz, liquide) Etats-Unis

Ergosup (gaz) France

Powidian (gaz) France

Ad-Venta (gaz, solide) France ET Energie Technologie (gaz) Allemagne

Hexagon Raufoss (gaz) Norvège

Calvera (gaz) Espagne

Entrepose (gaz, sous-terrain) France

Tableau 11: Principaux acteurs, par chiffre d'affaires, du sous-maillon “Conditionnement – Stockage”


Sous-maillon “Conditionnement – Transport”

Conditionnement

Sous-maillon : Transport

Principales technologies Eléments de coûts Principaux acteurs Pays Longues distances :

• Pipeline • Transport maritime

Courtes distances (<300km) :

• Pipeline • Camion « tube-trailer »

d’hydrogène compressé

Camions « tube-trailer » • Forme liquéfiée

~0,25€/kg H2 • 190 bar ~ 3,45€/kg

H2 • 350 bar ~ 1,45€/kg

H2 Pipelines :

• ~0,90€/kg H2 pour ~1 500 km (en tenant compte des coûts d’investissement et d’exploitation)

Linde Group (tube-trailers, pipelines) Allemagne

Engie France Air Liquide (tube-trailers, pipelines) France

Kawasaki (tube-trailers) Japon

Air Products (tube-trailers) Etats-Unis Hexagon Raufoss (tube-trailers) Norvège

Calvera (tube-trailers) Espagne

Weldship (tube-trailers) Etats-Unis

Tableau 12: Principaux acteurs, par chiffre d'affaires, du sous-maillon "Conditionnement - Transport"


Sous-maillon “Utilisation – Véhicules”

Utilisation

Sous-maillon : Véhicules

Principales technologies Eléments de coûts Principaux acteurs (par CA) Pays

Véhicules Véhicules de tourisme (VT) :

• Potentiel pour des applications longue distance

• Remplissage carburant rapide

• Absence d’émissions de CO2 par le véhicule

• Manque de stations de recharge

• Efficacité énergétique et intensité carbone du puits à la roue

Utilitaires légers (LDV) : • Association possible à

une batterie électrique pour augmenter l’autonomie

Utilitaires lourds (HDV) :

• Manque de maturité de la technologie malgré un nombre élevé d’acteurs

Bus :

• Utilisation souvent captive d’où une meilleure rentabilité des stations

• Coûts d’exploitation encore très supérieurs aux bus diesel

Trains :

• Utilisation captive • La majorité des lignes

sont déjà électrifiées Bateaux (B) :

• Les règlementations tendent à imposer une baisse de la teneur en soufre du carburant marin, créant des opportunités pour l’hydrogène

• Coût très élevé de l’hydrogène par rapport aux carburants classiques

Vélos (V) :

Coût complet de possession (TCO) (Pourcentage par rapport à l’équivalent diesel) : Véhicules de tourisme : +60 - 80% Utilitaires légers : +40 - 60% Utilitaires lourds : +10 - 200% Bus : +60 - 80% Trains : +10 - 20%

Toyota (VT,HDV, Bus) Japon

Volkswagen (LDV) Allemagne Mercedes-Benz (Daimler) (VT) Allemagne

Honda (VT) Japon

Scania (HDV) Suède Dongfeng (VT, Bus, HDV) Chine

Hyundai (VT, HDV) Corée du Sud

Alstom (Trains) France

VDL (HDV, Bus) Pays-Bas

Yutong (Bus) Chine

EvoBus (Bus) Allemagne

King Long (Bus) Chine

Hyster-Yale (CE) Etats-Unis

Iveco (HDV) Italie/Etats-Unis

Fronius (CE) Autriche

Alexander Dennis (Bus) Royaume-Uni

Kenworth (HDV) Etats-Unis

Plug Power (CE) Etats-Unis

Van Hool (Bus) Belgique

Solaris (Bus) Pologne

Still (CE) France

Wrightbus (Bus) Royaume-Uni

DAF (HDV) Pays-Bas

Frauscher (B) Autriche

Safra (Bus) France

Street scooter (LDV) Allemagne

Ferguson Marine (B) Royaume-Uni

Cheetah Marine (B) Royaume-Uni

Nikola (HDV) Etats-Unis

Pragma industries (V) France

Linde (CE) Irlande


• Utilisation dans un périmètre restreint, d’où une facilité de recharge

Chariots élévateurs (CE) :

• Utilisation captive • Recharge hydrogène

rapide augmentant le taux d’utilisation des chariots

Bennes à ordures ménagères (BOM) :

• Utilisation captive • Répond à une

problématique de pollution sonore

CAT (CE) Etats-Unis

Sinotruck (HDV) Chine

SymbioFCell (LDV) France

Bitter ingenieria (B) Chili

E-trucks Europe (BOM) Pays-Bas

Hyseas (B) France

Rampini (Bus) Italie

Solbus (Bus) Pologne Unique Electric solutions (LDV) Etats-Unis

Ursus Bus (Bus) Pologne

Zhontong (Bus) Chine

Fabrication de pièces pour véhicules à PAC

Stacks (ST) : + Les stacks peuvent

être, dans une certaine mesure, mis en parallèle pour alimenter des véhicules lourds

+ Poids avantageux en comparaison avec les moteurs classiques

- Durée de vie actuellement limitée

Réservoirs embarqués (RES) :

- Matériaux composites coûteux

Capteurs et systèmes de contrôle (CSC)

Piles à combustible (PEM) :

• 210€/kW. Stacks :

• Electrodes : 50% du coût ;

• Plaques bipolaires : 25% du coût.

Réservoirs embarqués :

• 21€/kWh d’hydrogène à l’échelle de 10 000 unités par an.

Bosch (PEM) Allemagne

Michelin (PEM) France

Denso (CSC) Japon

Plastic Omnium (RES) France

Ballard (PEM) Canada

Hydrogenics (ST) Canada

SinoHytec (PEM) Chine

Faurecia (RES) France

Symbio (PEM) France Helion Hydrogen Power (PEM) France

Beecroft Technology (ST) Canada

Horizon (ST) Singapour

Re-fire (PEM) Chine

Tableau 13: Principaux acteurs, par chiffre d'affaires, du sous-maillon “Utilisation – Véhicules”


Sous-maillon “Utilisation – Stations”

Utilisation

Sous-maillon : Stations

Principales technologies Eléments de coûts Principaux acteurs (par CA) Pays

Stations (STA) Stockage : Si la production d’hydrogène a lieu sur site, des volumes de stockage plus importants et coûteux sont nécessaires Compresseurs (COM) : Utilisation d’énergie à hauteur de 6 à 20% du contenu énergétique de l’hydrogène Circuits de refroidissement Distributeurs

Station (STA) :

• 0,13 – 1,45M€ pour une station délivrant 350bar à 50 – 1 300 kgH2/j

• 0,55 – 1,8m€ pour une station délivrant 700bar à 50 – 1 300 kgH2/j

Compresseurs et stockage :

• Jusqu’à 60% du coût total pour 700 bar

Total (STA) France

Shell (STA) Pays-Bas

Engie (STA) France

Air Liquide (STA) France

Hynamics (STA) France

Nel Hydrogen (STA) Norvège

Akuo Energy (STA) France

Hydrogenics (STA) Canada

Proton on Site (STA) Etats-Unis

McPhy (STA) France

Air Products (STA) Etats-Unis

ITM Power (STA) Royaume-Uni

Atawey (STA) France Beijing CEI Technology (STA) Chine

Giner ELX (COM) Etats-Unis

Tableau 14: Principaux acteurs, par chiffre d'affaires, du sous-maillon “Utilisation – Stations”


Sous-maillon “Utilisation – Industrie”

Utilisation

Sous-maillon : Industrie

Principaux services/utilisations Eléments de coûts Principaux acteurs Pays

Fabrication d’équipements de production d’hydrogène Electrolyseurs (technologies, coûts et acteurs identiques à ceux présentés ci-dessus dans la partie « Production »)

NC Nel Hydrogen Norvège

Hydrogenics Canada

Proton on site Etats-Unis

Kawasaki Japon

McPhy France


Alcrys France

Beijing CEI Technology Chine

Horizon Singapour

Assemblage sur site Possibilité d’investissements dans les actifs de production

NC Engie France

Hynamics (EDF) France

Fourniture de gaz industriel

Acheminement par tube-trailers ou via pipelines Embouteillage en cas de production sur site

Vaporéformage : ~ 1,5-2,5 €/kg H2 Electrolyse : ~ 4-6 €/kg H2


Air Liquide France

Air Products Etats-Unis

H2V France

Utilisateurs industriels

Rôles de l’hydrogène : Raffinage

• Purification Ammoniac, méthanol

• Matière première Métallurgie

• Utilisation dans la production de minerai de fer préréduit (Direct Reduced Iron)

Total (raffinage) France

Shell (raffinage) Pays-Bas

Refhyne (raffinage) Allemagne

Yara (ammoniac) Australie

Hybrit (métallurgie) Suède

Tableau 15: Principaux acteurs, par chiffre d'affaires, du sous-maillon “Utilisation – Industrie”


Axe 3 - Matrice de notation des maillons de la chaine de valeur

NB : le manque de données sur le maillon assemblage de navires ne permet pas d’attribuer des notes suffisamment fiables

Segment Sous-segment Niveau de maturité technologique

Production : Coûts de production atteignables d’ici 5 ans

Taille du marché français à horizon 5-10 ans

Taille du marché européen captable à horizon 5-10 ans

Probabilité de localisation de la valeur ajoutée en France à horizon 5-10 ans (marché domestique et export)

Intensité-emploi (ou Poids économique sur le territoire en terme d'emplois)

Moyenne Attractivité

Intensité concurrentielle

Présence d’acteurs français de niveau industriel

Opportunité d’organisation rapide d’une filière française compétitive

Moyenne Accessibilité

Moyenne globale

Pondération des critères 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Fabrication d'électrolyseurs 3 2 2 4 4 2 2.8 2 3 3 2.7 2.8

Fabrication d'équipements de captage de CO2 pour centrales de reformage de méthane

3 2 3 4 4 2 3.0 2 3 3 2.7 2.8

Fabrication d'équipements spécialisés, composants, systèmes (compresseurs, réservoirs, camions de transport d'hydrogène, tubes et unités de liquéfaction)

3 2 3 3 3 3 2.8 2 3 3 2.7 2.8

Transport par camion 3 3 3 3 2 2 2.7 2 3 2 2.3 2.5

Transport par gazoduc 4 2 3 3 2 1 2.5 2 3 2 2.3 2.4

Fabrication de PAC et de ses composantes (stacks, MEA)

3 1 2 2 2 3 2.2 2 3 3 2.7 2.4

Fabrication de réservoirs 3 2 3 2 3 3 2.7 2 3 3 2.7 2.7

Assemblage de véhicules de tourisme 3 2 3 3 3 3 2.8 1 2 3 2.0 2.4

Assemblage de véhicules utilitaires légers 3 2 3 3 3 3 2.8 1 2 3 2.0 2.4

Assemblage de poids lourds (camions, bus, cars) 3 2 3 2 3 2 2.5 2 2 3 2.3 2.4

Assemblage de trains 3 2 3 3 3 3 2.8 2 3 3 2.7 2.8

Assemblage de navires (maritime et fluvial)

Assemblage d'avions et produits aéronautiques (auxiliaires de puissance, etc.)

2 2 2 2 3 3 2.3 3 3 2 2.7 2.5

Fabrication de pompes de distribution 3 2 2 2 2 3 2.3 3 3 3 3.0 2.7

Développement, construction, exploitation et maintenance de stations

3 2 3 2 2 2 2.3 2 3 3 2.7 2.5

Capture et utilisation du carbone (CCUS) 3 2 3 3 3 2 2.7 2 3 3 2.7 2.7

Développement, construction, exploitation et maintenance d'électrolyseurs

3 2 3 3 3 2 2.7 2 3 3 2.7 2.7



Utilisation - Stations

Utilisation - App. Indus.


Axe 3 - Analyse détaillée des acteurs français et principaux concurrents internationaux par maillon

Maillon : Equipements de production d'hydrogène – Sous-maillon : Fabrication, développement et exploitation d’électrolyseurs Certains acteurs français dans la fabrication d’électrolyseurs sont en phase d’industrialisation, mais se placent en retrait en termes de capacités de production par rapport aux principaux acteurs européens (Thyssenkrupp, Nel Hydrogen) et nord-américain (Hydrogenics). Plusieurs de ces acteurs internationaux (Nel Hydrogen et ITM Power) ont annoncé en 2018 et 2019 une forte augmentation de leurs capacités de production par la construction d’usines automatisées dont ils attendent une réduction importante des coûts. Cependant McPhy affiche un plan industriel ambitieux prévoyant de porter à terme ses capacités de production à 100-500 MW par an.

Entreprise Pays Description Technologies maitrisées

Capacités de production Empreinte et investissements industriels

ALK PEM EHT

Acteurs français

McPhy France

Fabricant d’électrolyseurs et de solutions de stockage d’hydrogène créé en 2008. 10,1 M€ de CA en 2017. Signature d’un partenariat avec EDF en juin 2018.

✔ ✔

En cours d’industrialisation Objectif de 100-500 MW/an à terme

- Electrolyseurs conçus en Allemagne et assemblés en France, les stacks étant fabriqués en Italie (usine de 5000 m2 en Toscane), 35 salariés en France.

- A levé 23 M€ lors de son introduction en bourse en 2014. - Partenariat avec Giner pour intégrer et commercialiser des

électrolyseurs PEM. - Prise de participation d’EDF à hauteur de 16 M€ annoncé en juin

2018. - Electrolyseur d’1 MW en cours de test par EDF.

Areva H2Gen France

Société portée par Areva, l’Ademe et Smart Energies. 5 M€ de CA (2018).

✔

30 électrolyseurs/an de 25 à 600 kW

- Investissement de 2,5 M€ en 2016 pour l’ouverture d’un site de production aux Ulis (Ile-de-France).

- 20 salariés.

Powidian France

Société créée en 2015 (émanation de Airbus Defence & Space). 2 M€ de CA en 2019 (objectif de 4 M€ en 2020).

✔

NC

- Implantation en Région Centre, 27 salariés. - Inauguration en septembre 2019 d’une plateforme de

développement industriel destinée aux tests et à la validation des technologies de la start-up (investissement de plusieurs M€).

- En cours d’augmentation de capital, avec l’arrivée pressentie d’un investisseur industriel français d’envergure internationale.

- Production à court terme de stations plus puissantes (~100 kW) puis jusqu’à 1 MW à moyen terme.

Ergosup France

Start-up créée en 2012 portant un procédé breveté de production d’hydrogène bas carbone. 1 M€ de CA en

propre technologie d’électrolyse de l’eau sous très haute pression

En phase d’industrialisation de ses trois premières têtes de série de faible capacité

- Siège dans la Drôme et implantation en Normandie, 20 salariés. - A levé 11 M€ en février 2019 auprès notamment d’ALIAD (Air

Liquide Venture Capital), après un 1er tour de table de 2,7 M€ en 2015.

- Les micro-unités de production ont actuellement une capacité de 1 kg. Objectif de monter à 5 puis 20 kg d’ici 2021-2022.




ALK PEM EHT

2018 (objectif de 6 M€ en 2020).

(alimentation d’un drone et un vélo)

Sylfen France

Créée en 2015, Sylfen est une des rares start-ups ayant développé des technologies d’électrolyse haute température dans le monde, en collaboration avec le CEA. CA de 500 000 € en 2016.

✔

Achèvement de la phase de conception avec le CEA. Actuellement au stade du démonstrateur.

- 7 collaborateurs (objectif de 15 d’ici à fin 2019). - Levée de 3 M€ prévue d’ici à fin 2019. - Construction d’un atelier pilote au CEA de Grenoble pour fabriquer

des stacks à l'échelle préindustrielle. - Démonstrateur de 10 kW livré en mai 2018 chez un client industriel.

Livraison fin 2019 d’un Smart Energy Hub à Turin (puissance totale d'électrolyse supérieure à 100 kW).

- Les premières séries industrielles seront commercialisées en 2021, avant une montée en puissance en 2022.

Principaux concurrents internationaux

Siemens Allemagne

Groupe technologique international. 83 Mds€ de CA en 2017 (hydrogène minoritaire).

✔ NC

- Vient d’annoncer la création en partenariat avec l’institut Fraunhofer d’un centre de compétences dédié à l’hydrogène à Görlitz (Saxe) représentant un investissement de 30 millions d’euros (création de 100 emplois d’ici 5 ans).

- Participation à un projet australien de 5 GW et 6,7Mds€ pour assurer jusqu’à 10% des besoins en hydrogène des marchés asiatiques (à partir d’éolien et de solaire).

Thyssenkrupp Allemagne

Groupe sidérurgique international. 34,8 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

✔ Procédé chlore-alcali

600 MW/an

- Fourniture en 2018 d’un électrolyseur dans le cadre de l’usine pilote du projet Carbon2Chem, qui vise à utiliser les gaz émis lors de la production d’acier pour la production de méthanol et d’ammoniac.

Nel Hydrogen Norvège

Groupe mondial dédié à la production, au stockage et à la distribution d’hydrogène d’origine renouvelable. 48 M€ de CA dans l’hydrogène en 2018 (dont 29 M€ pour les électrolyseurs).

✔ ✔ 36 MW/an Objectif : 360 MW / an

- Usine à Notodden (Norvège) et 240 employés (2018). - Acquisition en 2017 de Proton OnSite, permettant d’ajouter la

technologie PEM au portefeuille produit. - Partenariat avec Nikola pour la fourniture d’1GW d’électrolyse (448

électrolyseurs) entre 2020 et 2025 pour le développement du plus grand réseau mondial de production (et distribution) d’hydrogène aux Etats-Unis.

- Annonce en 2018 de la construction d’une usine d’électrolyseurs portant la capacité totale à 360 MW/an, décuplant sa production annuelle.

Hydrogenics Canada

Société canadienne spécialiste du développement et de la fabrication d’électrolyseurs et de systèmes à pile à combustible. 42 M€ de

✔ ✔ NC

- Prise de participation de 18,6% par Air Liquide dans Hydrogenics en janvier 2019.

- 3 sites de production au Canada, en Belgique et en Allemagne et 170 employés.

- Rachat d’Hydrogenics par le motoriste américain Cummins en septembre 2019.

- Contrat avec Air Liquide pour la fourniture d’électrolyseurs pour une usine de production d’hydrogène de 20 MW.




ALK PEM EHT

CA dans l’hydrogène en 2017.

Proton OnSite Etats-Unis

Société spécialisée dans la production d’électrolyseurs PEM. 24 M€ de CA en 2016. Rachat par le norvégien Nel Hydrogen en 2017.

✔ NC

- Usine à Wallingford (Connecticut, Etats-Unis) comptant 90 employés.


Société spécialisée dans le stockage d’énergie et les piles à combustible. CA de 3,8 M€ en 2018.

✔ ✔ NC

- Levée en 2019 de 60 M€ dont 44 M€ issus d’une montée au capital par Linde UK Holdings.

- Annonce en octobre 2019 d’une joint-venture avec Linde Group pour fournir de l’hydrogène vert à des projets industriels de grande échelle, principalement à partir de 10MW.

- Annonce en juillet 2019 de la construction d’ici fin 2019 d’une usine d’électrolyseurs d’une capacité d’1GW/an, présentée comme la plus grande du monde.

Maillon : Transport et distribution – Sous-maillon : Fabrication d'équipements spécialisés, composants, systèmes (compresseurs, réservoirs, tubes et unités de liquéfaction) Air Liquide est un acteur majeur sur ce maillon de la chaine d’approvisionnement de l’hydrogène (gazeux ou liquide), dont il intègre (voire développe en propre) un large panel de technologies. Sa filiale Cryolor, basée en Lorraine, conçoit et fabrique des équipements de transport et de stockage d’hydrogène tandis qu’Air Liquide détient et opère des unités de liquéfaction de grande capacité et commercialisé des unités de moyenne capacité (1-2,5t/j). Vallourec, leader français des solutions tubulaires, cherche à se diversifier dans l’hydrogène, mais reste au stade des projets d’innovation à ce jour. La France ne compte pas d’acteur industriel majeur sur la compression, le marché étant dominé par des PME et ETI américaines (PDC Machines) et allemandes (Sera, Haug Sauer).

Entreprise Pays Description Technologies maitrisées Capacités de production Empreinte et investissements industriels

Acteurs français

Air Liquide France

Groupe français qui maîtrise la chaîne d’approvisionnement de

Equipements de transport et de stockage d’hydrogène liquide (Cryolor)

NC Le liquéfacteur Air Liquide de Waziers

- La filiale Cryolor, basée en Lorraine, conçoit et fabrique depuis 30 ans des équipements de transport et de stockage d’hydrogène liquéfié.



l’hydrogène depuis 50 ans. 20,3 Mds€ de CA en 2017 (hydrogène minoritaire100).

Unités de liquéfaction (grande et moyenne capacités)

(Nord) produit 10t/j.

- La plus importante unité de fabrication d’équipements cryogéniques de stockage et de distribution de Cryolor est implantée en Lorraine.

- En 2011, Cryolor a inauguré sa deuxième unité de fabrication à Chennai (Inde). L’entreprise s’est depuis étendue aux Etats-Unis (Houston) puis à Singapour en 2016.

- Air Liquide prévoit d’investir plus de 130 M€ dans la construction en Californie d’une usine d’hydrogène liquide de grande capacité (30t/j), pour la mobilité hydrogène. Sa construction devait démarrer début 2019.

Vallourec France

Fabricant de tubes en acier sans soudures et de solutions tubulaires spécifiques destinés aux marchés de l’énergie et de l’industrie. 3,9 Mds € de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

Tubes

NA Participation à des projets de recherche sur l’hydrogène.

- La Groupe cherche à se diversifier dans la transition énergétique, notamment l’hydrogène.

- A ce jour, les activités de Vallourec dans l’hydrogène se limitent à la participation à des projets d’innovation.

Mahytec France

Fabricant de réservoirs hydrogène, spin-off de l’université de Franche-Comté. 2 M€ de CA en 2018 (hydrogène exclusivement).

Réservoirs de stockage d’hydrogène stationnaires de gros volume

~100 réservoirs commercialisés en 2018 (toutes applications confondues).

- Entreprise implantée à Dole (Bourgogne-Franche-Comté), 20 salariés.

- Activité focalisée sur les réservoirs de grande capacité (850 litres) pour des applications stationnaires.

- Fabrication également de réservoirs pour des véhicules à PAC et de réservoirs de 300 litres pour le transport et la distribution d’hydrogène.

- Développement de solutions de stockage d’hydrogène sous forme solide.

HySiLabs France

Start-up créée en 2015, spécialisée dans la conception de solutions facilitant le transport d’hydrogène. CA de 11 700 € en 2016 (hydrogène exclusivement).

Solution innovante de transport liquide de l’hydrogène (hydrures de silicium). Les hydrures de silicium sont un carburant potentiel, liquide, inerte et stable à pression ambiante.

Stade du démonstrateur.

- Start-up implantée à Aix-en-Provence ; 5 salariés. - A bouclé sa première levée de fonds pour un montant de 2 M€ en

mai 2018. - Preuve du concept (POC) effectuée via des démonstrateurs.

HySiLabs cherche désormais à industrialiser le process et à passer à une échelle de puissance supérieure.

100 D’après le rapport annuel 2018, la Grande Industrie représenterait 28% du CA, incluant les activités liées à l’hydrogène.




PDC Machines Etats-Unis

Leader mondial de la fourniture de compresseurs pour les stations de recharge d’hydrogène. CA non connu (hydrogène minoritaire).

Compresseurs 350 compresseurs installés dans le monde.

- Deux usines implantées en Pennsylvanie ; 52 employés. - Extension des capacités de production en cours aux Etats-Unis.

Sera Allemagne

Groupe familial leader international des technologies de dosage et de compression. CA non connu (hydrogène minoritaire).

Compresseurs NC

- Création en 2010 de la filiale Sera ComPress GmbH, dédiée à la compression des gaz.

Haug Sauer Allemagne

Fabricant de compresseurs de gaz et d’air. CA non connu (hydrogène minoritaire).

Compresseurs NC

- Entreprise issue du rachat et de l’intégration du suisse Haug Kompressoren AG par Sauer Compressors en 2016.

Hexagon Norvège

Fabricant de réservoirs composite dédiés au transport de gaz sous pression. 148 M€ de CA en 2018 (hydrogène majoritaire).

Réservoirs de stockage d’hydrogène stationnaires de gros volume

Plus de 500 000 réservoirs de gaz naturel et d’hydrogène de type IV installés.

- Production des réservoirs composite dans des usines automatisées localisées en Norvège, en Allemagne, aux Etats-Unis, au Canada et au Brésil.

- Acquisition en 2016 de l’allemand xperion Energy & Environment, un des leaders de la fabrication de réservoirs de type IV.

- Lancement en 2017 de Hyon AS, une joint-venture avec NEL ASA et PowerCell Sweden AB, focalisée sur les projets hydrogène intégrés.

- Commande en 2017 par Air Products GmbH de réservoirs composites de type IV destinés à équiper des trailers de transport d'hydrogène (camions).

Maillon : Utilisation Véhicules – Sous-maillon : Fabrication de PAC et de ses composantes (stacks, MEA) Symbio, avec Michelin et Faurecia à ses côtés, est l’un des principaux acteurs français sur le segment de la production de piles à combustible pour la mobilité. Actuellement en phase d’industrialisation, Symbio demeure d’une envergure limitée face à ses concurrents internationaux (Ballard, Sinohytec, Power Cell).


Par ailleurs, les acteurs mondiaux se tournent vers la Chine, notamment Ballard et PowerCell, qui y ont fait plusieurs acquisitions récemment et s’y développent, alors que des acteurs spécialisés dans la pile à combustible y ont déjà émergé.

Entreprise Pays Description

Technologies maitrisées


PAC de petites capacités (environ 10kW pour les VUL) et moyennes capacités (environ 40-50 kW pour les voitures, poids-lourds)

PAC de grandes capacités (≥100 kW pour le ferroviaire et maritime)

Acteurs français

Michelin France

Société engagée dans l’hydrogène depuis 15 ans. 22 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire). Rachat de Symbio en 2019, détenu à parts égales avec Faurecia.

✔ ✔ NC

- Le Groupe développe des piles à combustible dans son centre de recherche en Suisse et les industrialise ensuite dans son usine de Lyon (IMECA), environ 15 salariés.

- Michelin fournit également le module hydrogène pour le bus Businova de la société Safra, dont les premiers modèles seront déployés par le Syndicat mixte des transports Artois-Gohelle (Pas-de-Calais) en 2019.

- Pragma industries s’est tournée vers IMECA pour fabriquer une présérie de 100 vélos à hydrogène, et construire le scénario de production en série du vélo et de sa pile.

Symbio France

Société créée en 2010. Filiale de Michelin depuis début 2019. 1,7 M€ de CA en 2018 (objectif de >1Md€ en 2030). Achat des stacks auprès de fournisseurs.

✔ ✔

Objectif de 20 000 StackPack (pile à combustible et ses composants clés) en 2025 et 200 000 StackPack en 2030

- Construction d’une usine en Auvergne-Rhône-Alpes avec plus de 200 employés, afin d’atteindre plus de 200 000 systèmes vendus en 2030 et un CA>1 Md€ en 2030, et qui intégrerait l’ensemble des étapes de production des systèmes PAC dont la fabrication des stacks.

- IMECA (filiale de Michelin) accompagne Symbio FCell depuis 2014 dans l’industrialisation de sa technologie.

- Plus de 250 Renault Kangoo ZE REH2, équipées par Symbio, circulent sur les routes européennes en 2018 – il s’agit du véhicule utilitaire hydrogène le plus répandu en Europe.

Helion Hydrogen Power

France

Société créée en 2001 (Areva Stockage d’Energie). CA 2018 non connu. Production des stacks en propre. ✔

40 systèmes fabriqués et en exploitation en 2018 30 brevets Objectifs de capacité de production:

- Atelier à Aix-en-Provence, avec 25 salariés en 2018. - Mise en place d’une unité de production dédiée à l'assemblage

automatisé des cœurs de pile. Prévision de production de 500 stacks par an en 2022, accompagnée d’une division des coûts de production par trois.


- 2020: 5 MW - 2025: 40-50 MW - 2028: 150-160

MW Principaux concurrents internationaux

Bosch Allemagne

Société engagée dans l’hydrogène depuis 2019. 78 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire). Partenariat avec le suédois PowerCell pour produire PAC et stacks.

✔

Lancement du partenariat avec Powercell en avril 2019, la PAC devrait être disponible en 2022.

- Objectif de mettre sur le marché des PAC à hydrogène en 2022, à destination des camions et voitures.

Ballard Canada

Société créée en 1979 et début du développement des PAC en 1983. 87,5 M€ de CA en 2018. Production des stacks en propre.

✔ ✔

Plus de 5 millions de MEA produites 850 millions de piles à combustible livrées

- En 2018, montée au capital de Ballard par l’entreprise publique chinoise Weichai, à hauteur de 19.9% soit 162 M€.

- Nombreux investissements et partenariats stratégiques avec la Chine.

SinoHytec Chine

47 M€ de CA en 2018.

✔ ✔ NC

- Développement d’une flotte de bus à hydrogène pour les jeux olympiques d’hiver 2022 qui auront lieu en Chine, en partenariat avec Hydrogenics.

Hydrogenics Canada

Société canadienne spécialiste du développement et de la fabrication d’électrolyseurs et de systèmes à pile à combustible. 42 M€ de CA dans l’hydrogène en 2017.

✔ ✔ NC

- Prise de participation de 18,6% par Air Liquide dans Hydrogenics en janvier 2019.

- 3 sites de production au Canada, en Belgique et en Allemagne et 170 employés.

- Rachat d’Hydrogenics par le motoriste américain Cummins en septembre 2019.

PowerCell Suède

Société créée en 2008. 6 M€ de CA en 2018. Partenariat avec Bosch depuis 2019. Ancienne filiale de Volvo. Production des stacks en propre.

✔ ✔ NC

- 36 salariés en Suède. - Lancement d’une filiale à Shanghai en octobre 2019 et augmentation

des ventes en Chine. - Annonce du lancement d’une nouvelle PAC en novembre 2019, plus

compacte et utilisable dans les transports maritimes. - Commande en octobre 2019 de plus de 700 000 euros de la part

d’un équipementier automobile.

ElringKlinger Allemagne

1,7 M€ de CA en 2018 (mais hydrogène représentant seulement 1% du CA en 2018). Production des stacks en propre.

✔ ✔ NC

- Cession des activités reliées aux SOFC (pile à combustible avec électrolyse haute température).

- En 2018, ElringKlinger a reçu 5,3 M€ d’aides de l’Etat pour le développement de la technologie PAC.

Re-Fire Chine

Société créée en 2014.

✔

50% des véhicules à PAC en Chine seraient équipés par Re-Fire

- 400 salariés en Chine. - Investissements stratégiques par Sinopec Capital pour développer le

système des piles à combustible.


Maillon : Utilisation Véhicules - Sous-maillon : Fabrication de réservoirs La France compte plusieurs leaders mondiaux du stockage de carburant (Plastic Omnium, Faurecia). Ces derniers sont en retrait par rapport à certains concurrents américains et asiatiques en termes d’industrialisation de la fabrication de réservoirs à hydrogène (modèles en cours de certification pour Plastic Omnium) sur lesquels ils affichent néanmoins de fortes ambitions à partir de 2025, correspondant à leur anticipation du décollage du marché de la mobilité hydrogène pour les véhicules utilitaires légers. Le tissu industriel français compte également de plus petites sociétés, dont les produits sont déjà certifiés et commercialisés (Ullit, Mahytec). Certains constructeurs automobiles (comme Toyota) fabriquent également désormais leurs propres réservoirs, sur de petites séries correspondant aux volumes de production actuels de véhicules.

Les types de réservoirs se distinguent par la nature de l’enveloppe de la vessie étanche (ou liner) : métallique pour le type III ou polymérique pour le type IV. Parmi les différents types de technologies de réservoir hydrogène actuellement disponibles, le type IV est le mieux adapté aux véhicules légers car celui présentant le meilleur indice de performance (pression x volume/masse). Le type III peut également être adapté à des applications de mobilité lourde moins contraintes en termes de volume occupé par le stockage.


Technologies maitrisées Capacités de

production Empreinte et investissements industriels Type III Type IV

Acteurs français

Faurecia France

Equipementier automobile positionné sur les sièges, systèmes d’intérieur et technologies de contrôle des émissions. 17,5 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

✔ ✔

NC (mais les modèles sont homologués). Objectif de développement, production et commercialisation dans le monde entier de réservoirs hydrogène haute pression pour les véhicules électriques.

- Conclusion en 2017 d’un accord avec Stelia Aerospace (filiale d’Airbus Group), qui prévoit un accès exclusif au savoir-faire industriel de Stelia dans le domaine des réservoirs à hydrogène pour véhicules à PAC. Faurecia maitrise ainsi les réservoirs hydrogène à haute pression en composite de fibre carbone.

- En 2017, Faurecia monte au capital de la start-up Ad-Venta (système de valve haute-pression qui contrôle l’alimentation en hydrogène).

- En 2017, Faurecia a également annoncé un partenariat de 5 ans avec le CEA sur un programme de R&D sur les stacks de piles à combustible.

- Annonce en avril 2019 de la création d’une co-entreprise avec Michelin, regroupant l’ensemble de leurs activités sur la pile à combustible.

- Annonce en juin 2019 de l’installation à Bavans (Doubs) de son centre d’expertise mondial pour les systèmes de stockage d'hydrogène (opérationnel au 2ème trimestre 2020), impliquant un investissement de 25 M€ et la création à terme de 50 emplois.

Plastic Omnium France

Equipementier automobile spécialiste des pièces et modules de carrosserie, systèmes à carburant et dépollution. 8,2 Mds€ de CA en 2018 (aucun

✔

Aucune production à ce jour (modèles en cours de certification). Objectif de conservation à terme avec l’hydrogène de ses parts de marché

- Lancement de la start-up PO-CellTech en 2016, une joint-venture avec la société israélienne ELBIT.

- A racheté en 2017 Swiss Hydrogen, entreprise suisse spécialisée dans les systèmes à PAC destinés à la mobilité, et Optimum CPV, société belge spécialiste de la conception et production de réservoirs en composite pour le stockage d’hydrogène sous pression.

- Création en 2018 d’une unité « Nouvelles énergies » dédiée à l’hydrogène et au gaz naturel et annonce en 2019 de l’ouverture d’un centre de recherche à Bruxelles et d’un investissement de 200 M€ sur une période de 5 ans.





chiffre d’affaires dans l’hydrogène à ce jour).

(~25% du marché mondial des réservoirs à carburants) et de son périmètre actuels (de l’orifice du réservoir jusqu’à l’alimentation du moteur).

Ullit France

Fabricant de réservoirs composites pour le stockage de gaz à haute pression. 4,9 M€ de CA en 2015 (hydrogène minoritaire).

✔ NC Déjà certifié.

- Usine implantée à Diors (Centre). - Homologation en octobre 2019 d’un modèle de réservoir hydrogène de 36 litres,

destiné aux véhicules légers. - Essais en cours en vue de l’homologation d’un réservoir hydrogène de 200 litres

dédié aux bus, cars et poids-lourds.

Mahytec France

Fabricant de réservoirs hydrogène, spin-off de l’université de Franche-Comté. 2 M€ de CA en 2018 (hydrogène exclusivement)

✔

Déjà certifié. ~100 réservoirs commercialisés en 2018 (toutes applications confondues).

- Entreprise implantée à Dole (Bourgogne-Franche-Comté), 20 salariés. - Activité focalisée sur les réservoirs de grande capacité (850 litres) pour des

applications stationnaires. - Fabrication également de réservoirs pour des véhicules à PAC et de réservoirs de

300 litres pour le transport et la distribution d’hydrogène. - Développement de solutions de stockage d’hydrogène sous forme solide.


Worthington Etats-Unis

Groupe sidérurgique mondial. 3,24 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

✔ Déjà certifié et production industrialisée.

- Signature en 2015 d’un contrat de 5 ans avec Teijin Engineering pour la fourniture de réservoirs hydrogène à un OEM japonais pour son nouveau modèle de véhicule à PAC (environ 5 000 véhicules concernés, chacun équipé de 2 réservoirs).

Luxfer Gas Cylinders Etats-Unis

Filiale du Groupe Luxfer dédiée à la fabrication de réservoirs de gaz. 440 M€ de CA en 2018 pour le Groupe Luxfer

✔ ✔

NC Nombreux réservoirs hydrogène installés dans le monde entier.

- Rachat en 2012 du canadien Dynetek, leader du marché des réservoirs à gaz naturel comprimé (CNG), des systèmes de carburants alternatifs pour les bus et les poids lourds et du stockage mobile de l’hydrogène.

- Annonce en 2019 de l’utilisation de réservoirs Luxfer sur le premier démonstrateur de train hydrogène au Royaume Uni.





(hydrogène minoritaire).

Hexagon Norvège

Fabricant de réservoirs composite dédiés au transport de gaz sous pression. 148 M€ de CA en 2018 (hydrogène majoritaire).

✔

NC Plus de 500 000 réservoirs de gaz naturel et d’hydrogène de type IV installés.

- Production des réservoirs composite dans des usines automatisées localisées en Norvège, en Allemagne, aux Etats-Unis, au Canada et au Brésil.

- Acquisition en 2016 de l’allemand xperion Energy & Environment, un des leaders de la fabrication de réservoirs de type IV.

- Lancement en 2017 de Hyon AS, une joint-venture avec NEL ASA et PowerCell Sweden AB, focalisée sur les projets hydrogène intégrés.

- Acquisition en 2018 de Digital Wave (activités de test et de qualification de réservoirs haute pression).

- Enregistrement en 2018 de deux commandes significatives par des OEM pour la fourniture de réservoirs pour la production de série de nouveaux véhicules à PAC (pour environ 180 M€).

Iljin Composites Corée du Sud

Fabricant de réservoirs composites, membre du Groupe Iljin Diamond. CA 2018 non connu.

✔ Déjà certifié et production industrialisée

- Certification en 2005 de son premier modèle de réservoir hydrogène pour les véhicules à PAC.

- Développement d’un réservoir de type IV pour le véhicule à PAC de Hyundai. - Obtention dès 2012 du certificat CE 79 pour ses réservoirs hydrogène composite

de 40 et 104 litres. - Equipe les véhicules Hyundai depuis fin 2017

Maillon : Utilisation Stations – Sous-maillon : Fabrication, installation et exploitation de pompes de distribution/stations de recharge De nombreux acteurs français se positionnent sur le segment des stations de recharge, en France et à l’échelle européenne voire internationale (Air Liquide en Chine, Total en Allemagne). Les acteurs français développent également beaucoup de projets conjoints (notamment la construction d’une nouvelle station hydrogène dans le Nord de la France où les 4 acteurs impliqués sont français). Mais d’autres acteurs internationaux participent également au déploiement de stations de recharge hydrogène.

Entreprise Pays Description Technologies maitrisées Capacités installées Empreinte et investissements industriels

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Acteurs français

TOTAL France

209 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

✔ (capacité journalière non connue)


Moins de 15 stations actuellement en service.

- Total est l’un des fondateurs de la joint-venture H2 Mobility qui développe la mobilité hydrogène en Allemagne. Dans ce cadre, une centaine de stations hydrogène doivent être déployées fin 2019/début 2020, dont un tiers sous enseigne TOTAL.



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- En septembre 2017, TOTAL a ouvert une des stations de recharge hydrogène à Karlsruhe (production d’hydrogène sur place via un électrolyseur alimenté par une installation solaire).

- Pour l’hydrogène renouvelable, Total a passé un accord avec Engie, lors du rachat de ses activités GNL, pour qu’il l’approvisionne quand le marché décollera.

ENGIE France

20,6 milliards € de CA en 2017 (hydrogène minoritaire).

✔ (20 kg/jour devant monter à 80 kg/jour)

✔

ENGIE possède via GNVERT plus de 150 stations en carburants alternatifs dont 4 stations à hydrogène.

- Inauguration d’une nouvelle station hydrogène dédiée aux bus à Houdain en Artois-Gohelle dont la construction et la maintenance sera assurée par ENGIE Cofely (via sa filiale GNVERT) et McPhy, tandis que Safra et Symbio seront en charge du matériel roulant.

- ENGIE participe au projet HyWay qui prévoit le déploiement d’une flotte de véhicules hydrogène. Pour cela ENGIE a installé deux stations de recharge, à Lyon en partenariat avec la Compagnie Nationale du Rhône et à Grenoble avec ENGIE Cofely.

- ENGIE participe à Hympulsion, une joint-venture détenue par des partenaires publics (Région Auvergne-Rhône-Alpes et Banque des Territoires) et privés (Michelin, Engie et Crédit Agricole) et chargée du déploiement et de l’installation des stations de distribution d’hydrogène en France (objectif de déploiement de 20 stations).

- Participation d’ENGIE, avec 10 partenaires, au projet Grhyd visant à produire et stocker de l’hydrogène à partir de surplus d’électricité. Une partie de cet hydrogène sera mélangé à du méthane pour être mis à disposition de véhicules dédiés (projet de 15,3 M€ démarré en 2014).

Air Liquide France

Groupe français qui maîtrise la chaîne d’approvision-nement de l’hydrogène depuis 50 ans. 20,3 Mds€ de CA en 2017 (hydrogène minoritaire101).

✔ (10-100 kg/jour)

✔ (100-400 kg/jour et >400 kg/jour)

Air Liquide compte environ 120 stations à son actif (fin 2018). Air Liquide a conçu et installé la moitié du réseau français de stations hydrogène (constitué de 20 stations). Capacité des stations jusqu’à >400kg/jr.

- Fabrication des stations par des équipes à Grenoble. - En novembre 2019, Air Liquide a signé avec Sinopec un protocole d’accord pour le

développement de stations de recharge en Chine. - En avril 2019, Air Liquide et Chengdu Huaqi Houpu, ont finalisé la création d’Air

Liquide Houpu Hydrogen Equipment, une co-entreprise pour le développement, la fabrication et la commercialisation de stations de recharge d’hydrogène. La première station hydrogène de la province Zhejiang a été inaugurée en octobre 2019.

- Air Liquide va installer deux nouvelles stations de recharge en Ile-de-France, portant à cinq le nombre de ses installations dans la région.

- Le Groupe a inauguré une nouvelle station de recharge en juin 2019 à Düsseldorf, la 12ème installée en Allemagne par Air Liquide.

- Potentiel d’un réseau de 2 000 stations avec le Nord de l’Europe. - Détention d’une partie des actifs pour la recharge hydrogène dédiée à la flotte de

taxis parisiens Hype.

101 D’après le rapport annuel 2018, la Grande Industrie représenterait 28% du CA, incluant les activités liées à l’hydrogène



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Hynamics France

EDF a lancé sa nouvelle filiale Hynamics en avril 2019, elle est issue d’un projet intrapreneurial mené par une dizaine de collaborateurs et incubé au sein d’EDF Pulse Croissance, la pépinière de start-up du Groupe.

NC NC

40 projets cibles ont été identifiés en France et dans d’autres pays européens (tous secteurs d’application confondus).

- Hynamics a pour objectif de mailler les territoires de stations de recharge hydrogène pour les flottes de véhicules lourds tels que les trains, bus, bennes à ordures ménagères, les véhicules utilitaires ou encore les moyens de transport fluviaux.

- Cette offre contribue au Plan de Mobilité Electrique annoncé par le Groupe EDF en octobre 2018.

McPhy France

Fabricant d’électrolyseurs et de solutions de stockage d’hydrogène créé en 2008. 10,1 M€ de CA en 2017. Signature d’un partenariat avec EDF en juin 2018.

✔ (<10 kg/jour et 10-100 kg/jour)

✔ (100-400 kg/jour)

Mise en route de la 15ème station McPhy en novembre 2019 à Sorigny en France. Capacité des stations jusqu’à >400kg/jr.

- Fabrication des stations en France (Drôme). 35 employés en France. - Levée de 23 M€ lors de son introduction en bourse en 2014. - Prise de participation d’EDF à hauteur de 16 M€ annoncé en juin 2018. - Commande de 6 stations pour le déploiement de la mobilité hydrogène dans le

cadre du projet « EAS-HyMob » en Normandie, portant à 21 le nombre de stations McFilling installées ou en cours d'installation en mars 2019, ce qui représenterait un potentiel quotidien de 64 500km de mobilité.

- Développement d’un modèle modulaire de station à plus de 1000 kg/j par unité. - Mise en service de la première station hydrogène en France produisant de

l’hydrogène renouvelable, d’une capacité de 40 kg/j. - Mise en place de stations de recharge avec possibilité de production d’hydrogène

sur place

Atawey France

Start-up savoyarde créée en 2012. 1,5 M€ de CA en 2018. Partenariat avec ENGIE en France et d’autres pays.

✔ (<10 kg/jour)


10 stations vendues par an. Capacité des stations <10kg/jr.

- Vente de 3 stations hydrogène à ENGIE Cofely, qui assure également la maintenance de 6 stations Atawey vendues directement à des collectivités.

- Participation au projet de déploiement de stations de recharge Last Mile. - Mise en place de stations de recharge facilement déplaçables, avec production

d’hydrogène sur place



Groupe allemand de 24,5 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

✔


Plus de 150 stations déployées dans le monde. Capacité des stations jusqu’à >400kg/jr.

- Participation au lancement de la première station de recharge hydrogène développée par Shell au Royaume-Uni en 2017.

- Partenariat avec True Zero en Californie pour développer une station de recharge utilisant la technologie de cryo-compression de Linde.



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Shell Pays-Bas

Société pétrolière néerlandaise avec 19 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).



33 stations sous gestion, dont 26 en Allemagne. 20 stations sont en cours de construction, dont 5 aux Etats-Unis.

- Partenariat avec ITM Power et Linde pour la construction de la première station de recharge hydrogène au Royaume-Uni.

- Trois stations de recharge dédiées aux poids-lourds sont en cours de développement aux Etats-Unis.

Nel Hydrogen Norvège

Groupe mondial dédié à la production, au stockage et à la distribution d’hydrogène d’origine renouvelable. 48 M€ de CA dans l’hydrogène en 2018.


NC

- Nel Hydrogen a construit une station de 900 kg/j en Californie, ce qui représentait en 2018 la plus grande capacité jamais atteinte.

- Fin 2020, Nel Hydrogen aura construit – entre autres – 20 stations uniquement pour la Norvège.

- Ouverture de la nouvelle usine de Nel H2Station® à l'automne 2018, d’une capacité annuelle de 300 stations hydrogène par an. Cette installation permettra à Nel de continuer à baisser les coûts sur les constructions de stations hydrogène.

- Commande de 5,5 M€ de Shell pour la construction de stations dédiées aux poids lourds aux Etats-Unis.

- En novembre 2017, Nel a signé un accord exclusif avec Nikola pour le développement d’un réseau de méga-stations de ravitaillement en hydrogène aux États-Unis.

- Capacité des stations jusqu’à >400kg/jr.

Hydrogenics Canada

Société canadienne spécialiste du développement et de la fabrication d’électrolyseurs et de systèmes à pile à combustible, mais aussi dans le stockage et le développement de stations de recharge hydrogène. 42 M€ de CA dans l’hydrogène en 2017.

✔ (10-100 kg/jour)


NC

- Hydrogenics doit livrer la première station hydrogène renouvelable de Nouvelle-Zélande d’ici 2020.

- En janvier 2019, Air Liquide prend une participation de 18,6 % au sein d’Hydrogenics.

- En septembre 2019, Hydrogenics est racheté par le motoriste américain Cummins. - Capacité des stations jusqu’à >400kg/jr.


Groupe américain présent dans le secteur de l’hydrogène depuis plus de 50 ans.

✔ (10-100 kg/jour)

✔ (100-400 kg/jour)

NC

- Plusieurs stations de recharge installées en Californie. - Stations de recharge avec production d’hydrogène sur place



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8 Mds€ de CA en 2018.


Société spécialisée dans le stockage d’énergie et les piles à combustible. CA de 3,8 M€ en 2018.

✔ (10-100 kg/jour)


8 stations de recharge au Royaume-Uni. 2 stations de recharge à destination des bus en cours de construction, dont une à Pau en France.

- Annonce en octobre 2019 d’une joint-venture avec Linde Group. - En octobre 2019, ITM Power a ouvert sa 8ème station-service hydrogène sous

l’enseigne Shell à l’aéroport de Gatwick. - En septembre 2019, la ville de Pau a inauguré la station de recharge d’une future

flotte de 8 bus-trams à hydrogène qui a été conçue conjointement par ENGIE et ITM Power. Ce projet représente un investissement global de 15 M€ pour les bus et la station hydrogène.

Bejing CEI Technology Chine

Société créée en 2007 spécialisée dans l’hydrogène industriel, le stockage d’énergie et l’approvision-nement en hydrogène

NC NC NC

- En décembre 2018, Shandong Weijiao Holding investit dans Beijing CEI Technology au moyen d'une augmentation de capital.

Maillon : Equipements de production d'hydrogène – Sous-maillon : Fabrication d'équipements de captage de CO2 pour centrales de reformage de méthane Air Liquide est positionné sur le captage de CO2 pour des unités de reformage de gaz naturel (SMR), de la conception à l’ingénierie et à la construction. Le captage de CO2 par procédé cryogénique est mis en œuvre sur son SMR de Port-Jérôme en Normandie et pourrait également être fourni à des clients tiers. Aux Etats-Unis, Air Products a développé le captage de CO2 par adsorption à vide alterné, avec utilisation et stockage du carbone pour la récupération améliorée du pétrole sur des champs pétrolifères au Texas. Ces deux projets ont reçu un soutien public très significatif.



Acteurs français

Air Liquide France

Groupe français qui maîtrise la chaîne d’approvisionnement de l’hydrogène depuis 50 ans. 20,3 Mds€ de CA en 2017 (hydrogène minoritaire).

Technologie de captage de CO2 par un procédé cryogénique (CryocapTM).

NA Projets individuels

- Air Liquide a inauguré en 2015 une installation industrielle de captage de CO2 par procédé cryogénique sur sa plus grande unité de production d’hydrogène en France (Notre-Dame-de-Gravenchon en Normandie). L’unité a une capacité de captage annuelle de 100 000 tonnes de CO2.

- Ce projet, décidé en 2012 a représenté un investissement d’environ 30 M€, complété par un soutien financier public de près de 9 M€ de la Région Haute Normandie, de la communauté de communes Caux Vallée de Seine et de l’ADEME dans le cadre du PIA.

- Une fois purifié, le CO2 récupéré permet de répondre aux besoins d’approvisionnement en gaz carbonique pour différentes applications industrielles (carbonatation des boissons gazeuses, conservation, surgélation alimentaire, etc.).



Groupe américain présent dans le secteur de l’hydrogène depuis plus de 50 ans. 8 Mds€ de CA en 2018. Adsorption à vide alterné.

NA Projets individuels

- Air Products a lancé en 2013 un projet de captage de 90% du CO2 émis par deux de ses SMR à Port Arthur (Texas). Le projet a couté 390 M€ dont 66% financé par le DOE.

- Mi-2016, 3 millions de tonnes de CO2 (1 Mt/an) avaient été transportées (sur 100 à 150 km), utilisées et stockées par la récupération améliorée du pétrole (Enhanced Oil Recovery ou EOR) à West Hastings (champ pétrolifère). Le CO2 est stocké de manière permanente dans les formations géologiques, tout en permettant d’accroitre la production de pétrole des puits déplétés. Le CO2 injecté dissout et déplace les résidus d’huile piégés dans les pores de la roche. L'unité de West Hastings pourrait produire entre 1,6 et 3,1 millions de barils supplémentaires par an grâce à cette injection de CO2.

- Ce projet a été financé par le programme de captage et de stockage du carbone industriel (ICCS) du DOE, qui promeut le déploiement des technologies de captage et de stockage de CO2 dans l’industrie à l’échelle commerciale.

Maillon : Utilisation d'hydrogène dans les véhicules – Sous-maillon : Assemblage de poids lourds (camions, bus, cars) De nombreux projets de démonstration et annonces de partenariats émergent depuis 2018 dans le secteur des poids lourds à hydrogène. En France, Iveco et Safra sont deux acteurs dynamiques avec, d’une part, Iveco qui se lance dans l’hydrogène via un partenariat avec l’américain Nikola et la PME Safra qui a déjà à son actif plusieurs livraisons de bus à PAC en France. La concurrence de la part de constructeurs européens, américains et asiatiques est très intense.



Acteurs français

Renault France

Constructeur automobile français lié aux constructeurs japonais Nissan depuis 1999 et Mitsubishi depuis 2017. 57 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

Camions à hydrogène NC

- A développé, en partenariat avec La Poste et Symbio, le premier camion électrique-hydrogène d’Europe (« Maxity »).

- Lancé initialement à Dole (Jura) en 2015 pour acheminer le courrier dans les agences postales de la région, il assure aujourd’hui les tournées de La Poste à Paris.

Safra France

La société Safra(Société Albigeoise de Fabrication et de Réparation Automobile) a été fondée en 1955. Elle possède une activité de construction d’autobus depuis 2011. 28 M€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

Bus à hydrogène

Safra devrait fabriquer au total 12 bus en 2019, et prévoit une production de 30 bus en 2020 et 50 en 2021.

- Basée à Albi (Tarn), Safra emploie 185 personnes (2017). - Le projet Businova H2 a nécessité 16 M€ d’investissement et Safra

mène actuellement une levée de fonds pour soutenir son développement.

- Livraison du premier bus hydrogène Businova à Pau, conçu avec Symbio/Michelin.

- Après la livraison de 6 Businova hydrogène pour l’agglomération d’Artois-Gohelle, Safra prévoit de livrer 5 véhicules hydrogène à BE Green - société de location de véhicules de transport de voyageurs - ainsi qu’un premier bus au Mans.

- L’entreprise a engrangé un total de 18 commandes de bus à hydrogène avant même sa première livraison.


Toyota Japon

Constructeur automobile nippon, un des leaders mondiaux. 244 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

Utilitaires lourds, bus à hydrogène NC

- En juillet 2019, Toyota et FAW se lancent dans une coopération sur les véhicules utilitaires à hydrogène.

- Partenariat avec Kenworth pour la livraison de 10 camions hydrogène au Port de Los Angeles.

- En 2018, Toyota a vendu les premiers bus hydrogène au Japon.

Scania Suède

Constructeur suédois de poids lourds et d'autocars, détenu en intégralité par le groupe allemand Volkswagen AG. 9,8 Mds€ de CA en 2016 (hydrogène minoritaire).

Utilitaires lourds à hydrogène NC

- ASKO (grossiste en denrées alimentaires norvégien) a commandé 4 camions de distribution à hydrogène auprès de Scania en 2017, après avoir ouvert sa propre usine de production d’hydrogène renouvelable.

- Les PAC utilisées par Scania sont fournies par Hydrogenics.

VDL Pays-Bas

Constructeur de bus, cars et châssis. 5,9 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

Utilitaires lourds, bus à hydrogène

Participation à plusieurs projets de démonstration

- Construction du prototype du premier camion à hydrogène de 44t dans le cadre du projet Hydrogen Region 2.0 en Flandre.

- Participation au projet H2-Share et construction d’un camion hydrogène de 27t.

Yutong Chine

Constructeur de bus. 4,9 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire). Bus à hydrogène NC

- En septembre 2018, annonce de la mise en service de 22 autobus à hydrogène à Zhengzhou (2 dès à présent, 20 à venir) ainsi que le premier lot de 25 unités à Zhangjiakou, tous notamment en prévision des 24ème jeux olympiques d’hiver.

King Long Chine Constructeur de bus. Bus à hydrogène NC - En septembre 2018, King Long dévoile son bus de ville alimenté à l’hydrogène.



1,3 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

IVECO Italie & Etats-Unis

Un des constructeurs leaders dans le transport de marchandises et de passagers. 1 Md€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

Utilitaires lourds et bus à hydrogène

En cours de développement (en attente de l’apport technologique de Nikola).

- En septembre 2019, Iveco et l’américain Nikola ont conclu un partenariat en vue du développement d’un camion à hydrogène. CNH Industrial, maison mère d’Iveco, va entrer au capital de Nikola à hauteur de 250 M$.

- Iveco représente entre 2000 et 2500 emplois en France liés au transport de passagers (bus, cars).

- En revanche, l’assemblage de véhicules de transport de marchandises est réalisé en Italie et en Espagne (VUL, poids-lourds).

- Iveco compte mener de front le développement des véhicules électrique à batteries et hydrogène dans les années à venir.

Alexander Dennis

Royaume-Uni

Constructeur de bus. 736 M€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire). Bus à hydrogène

Premiers bus à l’essai pour la ville de Liverpool en 2020.

- Lancement des commandes de bus à hydrogène Enviro400 en novembre 2018.

- Participation au projet de lancement de bus à hydrogène de la ville de Liverpool (budget de 7,5 M€), une flotte de 25 bus devrait potentiellement voir le jour.

Kenworth Etats-Unis Constructeur d’utilitaires lourds. 470 M€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

Utilitaires lourds à hydrogène NC

- Partenariat avec Toyota pour la livraison de 10 camions hydrogène au Port de Los Angeles.

Van Hool Belgique

Constructeur de bus, cars et véhicules industriels. 450 M€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

Bus à hydrogène NC

- Van Hool doit livrer la plus grosse commande d’Europe en matière de bus à hydrogène en fabricant 40 bus à destination de Cologne et Wuppertal en Allemagne.

- Le bus à hydrogène Fébus, conçu avec la ville de Pau, a remporté plusieurs prix décernés par BusWorld en 2019.

Solaris Pologne

Constructeur de bus. 292 M€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire). Bus à hydrogène NC

- Présentation du nouveau bus à hydrogène Urbino 12 en juin 2019. - Première commande d’une flotte de 12 bus Urbino passée par la

ville de Bolzano en Italie, contrat soutenu par le projet européen JIVE.

Wrightbus Royaume-Uni

Constructeur de bus. 211 M€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire). Bus à hydrogène NC

- Livraison prévue de 15 bus à hydrogène pour la ville d’Aberdeen en Ecosse (représentant plus de 8,8 M€ de commande), contrat soutenu par le projet européen JIVE.

- Mais risque de faillite annoncé de Wrightbus, employant 1500 personnes. Deux entreprises chinoises et une entreprise d’Irlande du Nord seraient intéressées pour reprendre l’entreprise.

Nikola Etats-Unis

Constructeur d’utilitaires lourds. 4,5 M€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

Utilitaires lourds à hydrogène

La production du Nikola Tre doit démarrer entre 2020 et 2023.

- En avril 2019, Nikola a dévoilé deux modèles de camions à hydrogène (dont le Nikola Tre destiné au marché européen).

- 10 Mds€ de précommandes ont déjà été enregistrés . - Alliance avec la société-mère d’Iveco, CNH Industrial.

Rampini Italie Constructeur de bus. CA non connu. Bus à hydrogène Projet de

démonstration - Un modèle de bus à hydrogène - le H80 qui est actuellement en

démonstration à Marburger en Allemagne.



Zhongtong Chine

Constructeur de bus. CA non connu.

Bus à hydrogène NC

- Les premiers bus à hydrogène produits par Zhongtong ont été mis en service en avril 2019 dans la province de Datong.

- Zhongtong a été racheté par Shandong Heavy Industry, qui a annoncé son intention de vouloir développer et déployer 2 000 bus à hydrogène en Chine.

Maillon : Utilisation d'hydrogène dans les véhicules – Sous-maillon : Assemblage de trains Avec le Coradia iLint qui est actuellement le modèle de train à pile à combustible le plus abouti au monde, déployé en Allemagne, Alstom dispose d’une avance technologique et industrielle de 3 à 4 ans sur ses principaux concurrents internationaux. Les acteurs japonais en sont au stade du prototypage, tandis qu’en matière ferroviaire, la Chine se concentre sur l’expérimentation d’un tramway hydrogène. Il importe pour Alstom de conserver cette avance, dans un contexte où Siemens travaille au développement d’un train hydrogène avec Ballard.


Acteurs français

Alstom France

Société spécialisée dans les transports, principalement les modes ferroviaires (trains, tramways et métros). 7,3 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

Trains à pile à combustible

Entrée en service commercial du Coradia iLint (2 trains présérie) en septembre 2018, suite à son homologation par l'Autorité ferroviaire allemande (EBA) en juillet. Objectif de capter au moins 30% du renouvellement des trains diesels en France (7500 unités ou voitures) d’ici à 2035 (soit un maintien des parts de marché actuelles).

- Alstom fabrique ses trains à PAC à Tarbes. - Après avoir mis en service les 2 premiers trains Coradia iLint

alimentés par une pile à combustible en septembre 2018 sur le réseau Elbe-Weser en Basse-Saxe, Alstom va poursuivre l’expérimentation en Allemagne en portant la flotte à 14 trains dès 2021.

- Alstom vient de remporter l’appel d’offres lancé par Fahma, filiale de l’opérateur allemand Rhein-Main Verkehrsverbund (RMV) pour la livraison à partir de 2022 de 27 trains Coradia iLint qui remplaceront des rames diesel sur 4 lignes de la région de Taunus (Hesse). Alstom devra également fournir l’hydrogène, la maintenance et la mise à disposition de capacités de stockage durant 25 ans. Ce contrat représente 360 M€ pour Alstom.

- En France, la SNCF, Alstom et les Régions travaillent main dans la main pour développer les premiers prototypes avec une flotte d’une quinzaine de trains destinée à valider la technologie. Alstom vise un train en essai de circulation en 2022, puis un premier service commercial en 2023-2024.




East Japan Railway Company

Japon Société japonaise de transport ferroviaire. 24 Mds€ de CA en 2017.

Trains à pile à combustible Stade du prototype

- East Japan Railway Co. a annoncé un plan visant à mettre à l'essai de nouveaux trains électriques à hydrogène à partir de 2021.

- L'opérateur ferroviaire dépensera environ 33 M€ pour le développement d'une installation de deux voitures et de parcours d'essai, dans le but de commercialiser des trains à pile à combustible d'ici 2024.

- L'entreprise avait mis à l'essai un train à hydrogène il y a une dizaine d'années, mais elle en a suspendu le développement en raison de problèmes liés à la performance des batteries. En 2006, East Japan Railway Co. avait mis au point le premier train à hydrogène du monde.

Burlington Northern and Santa Fe Railway

Etats-Unis

Compagnie de chemin de fer américaine qui opère le plus grand réseau de fret en Amérique du Nord. 22 Mds€ de CA en 2018.

Trains à pile à combustible NC

- En 2009, BNSF Railway a dévoilé son projet « Vehicle Projects HH20B », une Locomotive de manœuvre alimentée par des piles à combustible à hydrogène, développée conjointement avec le US Army Corps of Engineers et Vehicle Projects Inc. Il aurait effectué sa première série de tests en 2010.

Maillon : Utilisation d'hydrogène dans les véhicules – Sous-maillon : Assemblage d’avions et produits aéronautiques (auxiliaires de puissance, etc.) Safran travaille sur les auxiliaires de puissance à hydrogène pour l’aéronautique (équipements fournissant de l’énergie aux avions lorsqu’ils sont au sol), au stade du démonstrateur (TRL 4 en 2017), et avec l’objectif de faire la démonstration de systèmes plus complets d’ici fin 2022 dans le cadre du projet Pipaa (pile à combustible pour applications aéronautiques). Safran travaille également avec les avionneurs sur les futurs systèmes de propulsion hybrides et est sollicité sur de nouvelles mobilités (taxis volants, drones, etc.). De nombreuses start-ups, notamment aux Etats-Unis, développent des avions de petite capacité à propulsion hydrogène ou hybride (ZeroAvia, Zunum, MagniX, Ampaire), mais certaines font face à des difficultés de financement importantes, dans un secteur très capitalistique (investissements recherchés de l’ordre de 75 à 100 millions de dollars) et aux cycles de développement technologiques longs (4-5 ans).


Acteurs français

Safran France Equipementier de premier rang dans les domaines de

Groupes auxiliaires de puissance (APU) à hydrogène (étudie en particulier les piles PEM).

NA (stade du démonstrateur).

- Safran a localisé sa R&D sur les piles à combustible à Toulouse où sa filiale Safran Power Units - spécialisée dans les systèmes de puissance pour l’aéronautique civil et militaire – compte 560 salariés.



l'aéronautique, de l'espace et de la défense. 21 Mds€ de CA en 2018 (hydrogène minoritaire).

- Safran Power Units pilote depuis 2017 le projet collaboratif Pipaa (pile à combustible pour applications aéronautiques), qui devrait mobiliser 51,6 M€ sur 5 ans (dont 19,3 M€ du Programme d’Investissements d’Avenir).

- En 2018, Safran a racheté Zodiac, qui menait depuis 2010 des activités sur la PAC, avec des partenariats avec le CEA.

- Safran travaille également avec les avionneurs sur le système de propulsion hybride du futur et est sollicité sur de nouvelles mobilités (taxis volants, drones, etc.).

Air Liquide France

Groupe français qui maîtrise la chaîne d’approvisionnement de l’hydrogène depuis 50 ans. 20,3 Mds€ de CA en 2017 (hydrogène minoritaire).

Stockages haute-pression d’hydrogène liquide et gazeux pour alimenter des piles à combustible embarquées. Solutions de remplissage mobiles.

NC

- Air Liquide participe à différents projets dont le projet européen Hycarus, en partenariat avec Zodiac Aerospace, Dassault Aviation et le CEA, qui vise à démontrer l’utilisation possible d’une pile à combustible dans un avion. Dans le cadre de ce projet, la PAC sert à alimenter des éléments non-vitaux de l’appareil comme les galleys (cuisine). Air Liquide a conçu un stockage d’hydrogène embarqué permettant d’alimenter la pile durant le vol. Le premier vol d’essai a eu lieu fin 2017.

- Axane, filiale du groupe Air Liquide, Axane a développé un module PAC pour fournir de l’électricité à bord des avions, pour diverses applications.


ZeroAvia Etats-Unis

Start-up californienne. CA 2018 non connu.

Prototype d’avion hydrogène. NC (stade du démonstrateur).

- ZeroAvia aurait fait voler le plus grand aéronef propulsé à l’hydrogène à ce jour (qui pèse 2 tonnes et compte 6 sièges en configuration business).

- Cible dans un premier temps les petits avions de 10-20 sièges pour des vols régionaux jusqu’à 800 km.

- La FAA (Federal Aviation Administration) avait autorisé ZeroAvia à opérer des vols d’essais avec son prototype en 2019.

- En septembre 2019, ZeroAvia a annoncé avoir remporté une subvention de 3,2 M€ de la part du gouvernement anglais pour le projet de R&D « HyFlyer ».


Méthode d’estimation des emplois et de la valeur ajoutée générée

c) Le modèle

Le modèle utilisé par EY pour modéliser la propagation d‘un choc de dépense au sein d’une économie donnée s’appuie sur les travaux de l’économiste Wassily Leontief qui lui vaudront d’ailleurs le Nobel d’économie en 1973.

Ces travaux reposent sur l’utilisation de tables entrées-sorties symétriques (aussi appelée input-output tables) permettant de modéliser les interdépendances entre l’ensemble des secteurs d’activité d’une économie donnée. En combinant cette modélisation de l’économie avec l’intensité emploi de chacun des secteurs la constituant, il est ainsi possible de déterminer, étant donné un niveau de dépense, les retombées par secteur et par rang en termes d’emplois à niveau national.

d) Les données primaires

Les données primaires correspondent aux dépenses associées à chaque maillon sélectionné, réparties selon la chaîne de valeur. Par la suite, une table de correspondance a été construite afin d’allouer les dépenses dans les différents maillons pris en compte dans les 65 secteurs économiques Eurostatt.

Seules les dépenses susceptibles de générer des emplois nouveaux ont été prises en compte. Par exemple, pour ce qui concerne les véhicules à Hydrogène, seuls les composants spécifiques aux véhicules à pile à combustible ont été intégrés dans l’analyse (l’assemblage complet des véhicules n’est pas pris en compte car les emplois associés existeraient dans un scénario sans fabrication de véhicules à pile à combustible et à demande de mobilité routière égale). De même, pour le maillon transport et logistique, seuls les besoins en transport et logistique nouveaux liés aux capacités additionnelles de production d’hydrogène ont été pris en compte.

La sélection des maillons a été effectuée en tenant compte :

o Des maillons identifiés comme les plus prometteurs au cours de l’étude,

o Des possibilités de modélisation en rapprochant les différents sous-maillons de secteurs économiques existants.

Les représentations de la chaîne de valeur des différents maillons considérées sont données ci-dessous.

Electrolyse

Principaux postes d’investissement Répartition de l’investissement (source : synthèse EY à dire d’expert, données IRENA)

Construction (CAPEX moyen de 975 k€ / MW d’électrolyseur installé en 2019)

Développement 30% stack 28% BOP 14% Transformateur 14% Ingénierie 4% purification 4% Autre 7%

Maintenance et Exploitation Opération 25% Maintenance 50%


(OPEX moyen de 19,5 k€ / MW d’électrolyseur installé en 2019)

fonctionnement 25%

Transport et logistique

Principaux postes d’investissement Répartition de l’investissement (source : synthèse EY à dire d’expert)

Construction (CAPEX moyen de 1000 k€ / MW d’électrolyseur installé en 2019)

Compresseurs 20% Réservoirs 20% camions 60%

Maintenance et Exploitation (OPEX moyen de 511 k€ / MW d’électrolyseur installé / an en 2019)

logistique 100%

Fabrication de composants pour véhicules électriques à hydrogène

Principaux postes d’investissement Répartition de l’investissement (source : AIE)

Construction (CAPEX de 25k€ / véhicule en 2019, correspondant uniquement au coût des équipements spécifiques à l’hydrogène)

stack 32% BOP 25% réservoir 23% Autres 20%

Maintenance et Exploitation Non modélisé

Développement de stations de recharge

Principaux postes d’investissement Répartition de l’investissement (source : DOE, analyses EY à dire d’expert)

Développement (CAPEX moyen de 2000 k€ / station en 2019, d’après AIE et dires d’experts, pour le développement et la construction)

Installation 16% Préparation 6% Ingénierie 8% Permitting 4% Autre 2%

Construction (CAPEX moyen de 2000 k€ / station en 2019, d’après AIE et dires d’experts, pour le développement et la construction)

Dispenser 8% Réfrigération 10% compresseur 25% Equipement électrique 5% réservoir 8% Equipement de sécurité et contrôle

7%

Exploitation et maintenance (OPEX moyen de 45 k€ / station / an en 2019, d’après dires d’experts)

100%

Trains à hydrogène

La décomposition des investissements pour un train à hydrogène à une maille suffisamment fine pour pouvoir effectuer une modélisation emploi n’a pu être obtenue de façon suffisamment fiable et


satisfaisante dans le cadre de cette étude. Les ETP générés et la valeur ajoutée associés à ce maillon n’ont par conséquent pas été modélisés.

Cependant les ordres de grandeur suivants peuvent être fournis à titre indicatif :

• Investissement total pour un train hydrogène:

• De manière générale, surcoût de 20-40% entre un train diésel et un train hydrogène.

• Pour un modèle équivalent à celui développé par ALSTOM et mis en service en Allemagne, roulant en moyenne 200 000 km / an : environ 5,3 M€ (comparativement à 4,3 M€ pour un train diésel).

• Pour un modèle bi-mode (batterie et PAC) tel qu’imaginé pour les TER français: de l’ordre de 12 M€ pour une rame (comparativement à 9 M€ pour une rame diesel)

• Déposition du coût de fabrication:

Postes d’investissements Ordres de grandeurs Indications sur le potentiel de captation de valeur par les acteurs français

Motorisation (powerPAC) – dont stack représentant environ 40 à 60% 2 sous-marchés:

• Trains existants (ex: modèle ALSTOM, PAC de 300 - 600 kW par rame, selon le nombre de voitures et la présence ou non d’une PAC par voiture)

• Locomotives de fret (PAC de 1,2 - 1,5 MW). Selon les dires d’experts, ce marché va s'ouvrir d’ici 2025

1500 €/kW, objectif : 600-700 €/kW en 2025 Soit un ordre de grandeur de 450 k€ - 2,3 M€ / train.

Assemblage et intégration à Tarbes par ALSTOM, pièces élémentaires / composants d'électronique de puissance viennent de Chine ou du Japon… Stack aujourd'hui acheté à Hydrogenics (favoriser la possibilité de recourir à l’avenir à des fournisseurs français)

Batterie 250 – 600 USD / kWh

Différents fournisseurs, dont certains sont français. Pas de positionnement compétitif particulier de la France.

Réservoir NC Fournisseurs principalement allemands. Le réservoir n'est pas propre au ferroviaire, assez directement issu de l'industrie gazière.

Logiciel / modélisation NC Développé en France par ALSTOM

Exploitation et maintenance 0,83 USD / km (source AIE)


e) Données de marché sous-jacentes

Les dépenses pour chaque sous-maillon retenues ont été estimées à partir de la répartition typique des dépenses par unité, croisée avec une projection du nombre d’unités à horizon 2030. Les hypothèses de marché sous-jacentes utilisées sont données ci-dessous. Les hypothèses les plus conservatrices ont été systématiquement utilisées.

Maillon électrolyse

Scénario bas :

Les capacités d’électrolyseurs installés entre 2019 et 2030 ont été estimées selon les hypothèses suivantes:

o Evolutions du marché :

France: projections alignées avec les objectifs de la Loi Energie Climat à 2023 (10% d’hydrogène vert en 2023) et l’hypothèse basse de la Loi énergie climat en 2030 (20% d’hydrogène vert en 2030), sur un volume global de marché d’1 Mt d’hydrogène produit en France

Monde : d'après les prévisions de l’hydrogen council, on peut estimer à 110 Mt le marché de l'H2 en 2030; hypothèse que la hausse entre aujourd'hui et 2030 (110 - 70 = 40 Mt) est portée à 30% par de l'électrolyse

o Hypothèse de performance des électrolyseurs: un ratio de conversion de 150 tonnes annuelles pour 1 MW installé a été utilisé

o Hypothèses de parts de marché:

France: hypothèse que les acteurs français ont une part de marché de 15%

Monde: hypothèse que les acteurs français atteignent un maximum de 3% de part de marché à partir de 2025

MW installés - cumul 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance 67 119 211 375 667 736 813 897 991 1,094 1,208 1,333 MWMonde 4,000 5,252 6,896 9,055 11,889 15,611 20,498 26,915 35,340 46,402 60,928 80,000 MW

MW installés - annuel 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance 52 92 164 292 69 77 85 93 103 114 126 MWFrance - capté par la France 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% %Monde 1,252 1,644 2,159 2,834 3,722 4,887 6,417 8,425 11,062 14,525 19,072 MWMonde - capté par la France 0% 1% 2% 2% 2% 3% 3% 3% 3% 3% 3% %

MW installés - annuel 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance + monde - capté par la France 0 8 30 68 100 85 158 205 267 347 453 591 MW


Scénario haut :

Les capacités d’électrolyseurs installés entre 2019 et 2030 ont été estimées selon les hypothèses suivantes:


France: projections alignées avec les objectifs de la Loi Energie Climat à 2023 (10% d’hydrogène vert en 2023) et l’hypothèse haute de la Loi énergie climat en 2030 (40% d’hydrogène vert en 2030), sur un volume global de marché d’1 Mt d’hydrogène produit en France

Monde : hypothèse de 8 EJ (correspondant à 22 Mt d’hydrogène) produits par électrolyse en 2030 (source : projections IRENA, Roadmap 2050, édition 2019)

o Hypothèse de performance des électrolyseurs: un ratio de conversion de 150 tonnes annuelles pour 1 MW installé a été utilisé

o Hypotheses de parts de marché:

France: hypothèse que les acteurs français atteignent un maximum de 20% de part de marché à partir de 2023

Monde: hypothèse que les acteurs français atteignent un maximum de 3% de part de marché à partir de 2025

Maillon transport & logistique

Les données de marché utilisées s’appuient sur les prévisions de capacités d’électrolyseurs installés annuellement en France (cf. ci-dessus).

Maillon équipements pour véhicules hydrogène

Scénario bas :

Les quantités de véhicules légers à pile à combustible mis sur le marché entre 2019 et 2030 ont été estimées selon les hypothèses suivantes:


MW installés - cumul 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 UnitéFrance 67 119 211 375 667 813 991 1,208 1,472 1,795 2,188 2,667 MWMonde 4,000 5,550 7,700 10,683 14,821 20,563 28,530 39,583 54,918 76,194 105,712 146,667 MW

MW installés - annuel 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 UnitéFrance 52 92 164 292 146 178 217 264 322 393 479 MWFrance - capté par la France 15% 15% 15% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% %Monde 1,550 2,150 2,983 4,139 5,742 7,967 11,053 15,335 21,276 29,519 40,955 MWMonde - capté par la France 0% 1% 2% 2% 2% 3% 3% 3% 3% 3% 3% %

MW installés - annuel 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance + monde - capté par la France 0 8 35 84 141 144 275 375 513 703 964 1324 MW


France: projections alignées avec les prévisions Mobilité Hydrogène France de 2016

Monde : Projections de l’Hydrogen Council dans son rapport de 2017, minorées par un facteur de 30%


France: Atteinte d’une part de marché de 40% en 2029 (inférieure à la part de marché actuelle des constructeurs français sur le marché français de l’automobile)

Monde: Atteinte d’une part de marché de 5% en 2027 (inférieure à la part de marché actuelle des constructeurs français sur le marché mondial de l’automobile)

Scénario haut :

Les quantités de véhicules légers à pile à combustible mis sur le marché entre 2019 et 2030 ont été estimées selon les hypothèses suivantes:


France: projections alignées avec les prévisions Mobilité Hydrogène France de 2016 et légèrement actualisées à la hausse en fonction des échanges avec les acteurs de la filière (incluant l’Afhypac)

Monde : Projections de l’Hydrogen Council dans son rapport de 2017


France: Atteinte d’une part de marché de 50% en 2024 (correspondant à la part de marché actuelle des constructeurs français sur le marché français de l’automobile)

Monde: Atteinte d’une part de marché de 8% en 2027 (correspondant à la part de marché actuelle des constructeurs français sur le marché mondial de l’automobile)

Nb véhicules (mobilité légère uniquement) - cumulé 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance 150 483 1555 5005 16113 51874 167000 226887 308249 418788 568967 773000 Nb véhiculesMonde 1100000 1301538 1540001 1822154 2156002 2551017 3018404 3571425 4225768 4999998 5916078 7000000 Nb véhicules

Nb véhicules (mobilité légère uniquement) - annuel 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance 333 1072 3450 11108 35761 115126 59887 81362 110539 150179 204033 Nb véhiculesFrance - capté par la France 10% 10% 10% 20% 20% 20% 30% 30% 30% 40% 40% %Monde 201538 238463 282153 333848 395015 467388 553021 654343 774229 916081 1083922 Nb véhiculesMonde - capté par la France 0% 1% 3% 3% 3% 3% 3% 5% 5% 5% 5% %

Nb véhicules (mobilité légère uniquement) - annuel 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance + monde - capté par la France 0 33 2492 8810 12237 19003 37047 34557 57126 71873 105876 135809 Nb véhicules


Maillon stations de recharge à hydrogène

Scénario bas :

Le nombre de stations installées entre 2019 et 2030 a été estimé selon les hypothèses suivantes:


France: projections alignées avec la fourchette basse des objectifs du Plan National Hydrogène (Plan Hulot) – soit environ 400 stations à horizon 2030, et les projections de Mobilité hydrogène France pour 2025 (500 stations)

Monde : estimation à 2030 basée sur un ratio (jugé conservateur) de 400 stations pour 1 million de véhicules (source du ratio : rapport AIE sur l’hydrogène de 2019), et tenant compte des projections du scénario bas en matière de nombre de véhicules à piles à combustibles


France: maintien d’une part de marché de 30% sur la période

Monde: atteinte d’une part de marché de 8% en 2027

Nb véhicules (mobilité légère uniquement) - cumulé 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance 350 1050 1610 2650 4675 10900 25300 56000 111500 205000 382500 800000 Nb véhiculesMonde 1100000 1344432 1643179 2008311 2454580 3000014 3666650 4481419 5477238 6694340 8181895 10000000 Nb véhicules

Nb véhicules (mobilité légère uniquement) - annuel 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance 700 560 1040 2025 6225 14400 30700 55500 93500 177500 417500 Nb véhiculesFrance - capté par la France 20% 20% 30% 40% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% %Monde 244432 298747 365132 446268 545434 666636 814769 995820 1217102 1487555 1818105 Nb véhiculesMonde - capté par la France 0% 1% 3% 3% 3% 5% 5% 8% 8% 8% 10% %

Nb véhicules (mobilité légère uniquement) - annuel 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance + monde - capté par la France 0 140 3099 11266 14198 19476 40532 56088 107416 144118 207754 390561 Nb véhicules

Nb stations - cumul 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance 20 26 34 45 58 76 100 132 174 230 303 400 Nb stationsMonde 400 477 570 680 812 969 1156 1380 1647 1966 2346 2800 Nb stations

Nb stations - annuel 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance 6 8 11 14 18 24 32 42 56 73 97 Nb stationsFrance - capté par la France 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% %Monde 77 92 110 132 157 187 224 267 319 380 454 Nb stationsMonde - capté par la France 0% 1% 3% 3% 3% 5% 5% 8% 8% 8% 8% %

Nb stations - annuel 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance + monde - capté par la France 0 2 3 6 8 10 16 21 34 42 52 65 Nb stations


Scénario haut :

Le nombre de stations installées entre 2019 et 2030 a été estimé selon les hypothèses suivantes:


France: projections alignées avec la fourchette haute des objectifs du Plan National Hydrogène (Plan Hulot) – soit environ 1000 stations à horizon 2030, et les projections de Mobilité hydrogène France pour 2025 (500 stations)

Monde : projections EY basées sur les feuilles de routes nationales ayant pu être recensées


France: Atteinte d’une part de marché de 80% en 2028

Monde: Atteinte d’une part de marché de 8% en 2027

Maillon trains à hydrogène

La décomposition des investissements pour un train à hydrogène à une maille suffisamment fine pour pouvoir effectuer une modélisation emploi n’a pu être obtenue de façon suffisamment fiable et satisfaisante dans le cadre de cette étude. Les ETP générés et la valeur ajoutée associés à ce maillon n’ont par conséquent pas été modélisés.

Cependant les données de marché suivantes ont pu être collectées :

• Le marché mondial des trains convertibles à l’hydrogène d’ici 2035 est estimé à 7500 unités (nombre de voitures), et ALSTOM vise une part de marché de 30% à cet horizon (source: ALSTOM). D’après l’AIE, des projets impliquant des trains à hydrogène existent déjà dans un certain nombre de pays, avec au moins trois entreprises travaillant pour les fournir. L'Allemagne a l'intention d'étendre le parc de trains à hydrogène à 14 d'ici 2021 et 5 États fédéraux ont signé une lettre d'intention d'acheter 60 trains à Alstom, dont 27 commandés à compter de mai 2019. Deux trains à hydrogène pouvant parcourir près de 800 km par jour avec un seul ravitaillement sont déjà opérationnels en Basse-Saxe en Allemagne. L’Autrichien

Nb stations - cumul 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance 20 34 58 100 171 292 500 574 660 758 871 1000 Nb stationsMonde 400 515 662 852 1096 1411 1815 2335 3005 3866 4974 6400 Nb stations

Nb stations - annuel 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance 14 24 42 71 121 208 74 85 98 113 129 Nb stationsFrance - capté par la France 30% 30% 50% 50% 50% 65% 65% 65% 80% 80% 80% %Monde 115 148 190 244 314 404 520 669 861 1108 1426 Nb stationsMonde - capté par la France 0% 1% 3% 3% 3% 5% 5% 8% 8% 8% 8% %

Nb stations - annuel 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 UnitéFrance + monde - capté par la France 0 4 9 26 43 70 155 74 109 147 179 218 Nb stations


Zillertalbahn prévoit de déployer cinq trains à hydrogène d’ici 2022 pour un investissement total de près de 175 millions USD. Le gouvernement britannique soutient le développement des premiers trains à hydrogène d'ici 2022. Japan Rail East a également lancé un projet en partenariat avec Toyota (Kyodo, 2018).

• En France, 4 régions sont intéressées pour un total de 15 trains à convertir à l’hydrogène. A horizon 2030, l’enjeu est de convertir la moitié des lignes ferroviaires françaises, qui ne sont pas électrifiées, à des modes moins émetteurs, parmi lesquels l’hydrogène.


f) Les limites du modèle

L’analyse entrée-sortie (input-output analysis) est couramment utilisée dans le cadre d’exercices de mesure d’impact socio-économique. Elle comporte cependant plusieurs limites. Les résultats obtenus doivent ainsi être analysés en fonction de celles-ci.

• Modèle linéaire - Economie d’échelle : la fonction de production d’un secteur d’activité donné est fixe et il y a absence d’économie d’échelle. La structure d’utilisation des facteurs primaires et des intrants intermédiaires est soumise à une relation de proportionnalité fixe, peu importe le niveau de production. Un choc de dépense de 10 millions sur un secteur productif équivaut à 10 chocs de 1 million sur le même secteur. De même, réduire de moitié les intrants réduirait de moitié les extrants.

• Représentativité des tables entrée-sortie : ces tables fournissent une représentation comptable des interactions économiques des secteurs au sein d’une économie pour une année donnée. Dans le cas particulier de la filière hydrogène, le rapprochement des sous-maillons avec des secteurs économiques existants ne permet pas de traduire entièrement les caractéristiques socio-économiques de certains maillons très spécifiques à la filière et non représentés dans les tables statistiques. Dans ces cas de figure, des approximations ont été faites en utilisant les secteurs les plus approchants.

• Fraîcheur des données secondaires : le développement des tables entrées-sorties, processus long et fastidieux, est toujours en retard d’un ou plusieurs exercices avec celui en cours.

Niveau de désagrégation : les tables entrées-sorties utilisées comportent 65 secteurs. Chaque achat est ainsi aligné avec l’un de ces 65 secteurs de l’économie.


Bibliographie

Ressources générales

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ADEME, Le vecteur hydrogène dans la transition énergétique, 2018.

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AFHYPAC, L’hydrogène : défi national, enjeux territoriaux, 2018.

AFHYPAC, L’hydrogène : une réalité dans les territoires, 2017.

Alphéa Hydrogène, Actualité Chimique n°347, 2014.

R. Bezdek, The hydrogen economy and jobs of the future, 2018.

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EDF, EDF lance Hynamics, une filiale pour produire et commercialiser de l’hydrogène bas carbone, 2019.

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FCH JU, Hydrogen Roadmap Europe, 2019.

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Gas World, Cummins closes on Hydrogenics acquisition, 2019.

H2FC SUPERGEN, The Economic Impact of Hydrogen and Fuel Cells in the UK – A Preliminary Assessment based on Analysis of the replacement of Refined Transport Fuels and Vehicles, 2017.

H2-Mobile, Voiture à hydrogène : le Hyundai Nexo victime de son succès, 2019.

Hydrogen Council, Hydrogen scaling up, 2017.

IEA Hydrogen, Global trends and outlook for hydrogen, 2017.

IEA, Cost-competitive hydrogen fuel cell systems for FCEVs, 2019.

IEA, Global EV Outlook 2019, 2019.

IEA, Technology Roadmap: Hydrogen and Fuel Cells, 2015.

IEA, The Future of Hydrogen, 2019.

IEA, World Energy Outlook 2018, 2018.

IRENA, Hydrogen from renewable power, 2018.

ITM Power, Joint Venture with Linde AG and £38m strategic investment, 2019.

Ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie et Ministère de l’économie, de l’industrie et du numérique, Filière hydrogène-énergie, 2015.

Morgan Stanley, European Utilities: Hydrogen is gaining momentum, 2019.

National Renewable Energy Laboratory, Market Segmentation Analysis of Medium and Heavy Duty Trucks with a Fuel Cell Emphasis, 2019.

Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, L’Hydrogène : vecteur de la transition énergétique ?, 2013.

Roland Berger, Fuel Cells and Hydrogen for Green Energy in European Cities and Regions, 2018.


SHELL, Energy of the future ?, 2017.

Sia Partners, La filière hydrogène-énergie en France, 2019.

B. Simian, Le verdissement des matériels roulants du transport ferroviaire en France, 2018.

Symbio, Faurecia et Michelin s’allient pour créer un futur leader mondial de la mobilité hydrogène, 2019.

Benchmark international

Allemagne

CGEDD, Filière hydrogène-énergie, 2015.

HCSS Geo-economics, Energy R&D made in Germany. Strategic Lessons for the Netherlands, 2019

HyLaw, D4.1. Cross-country comparison. Version 3, 2018.

NOW, Hydrogen Activities in Germany, Establishing an integrated energy system, 2016.

Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, L’Hydrogène : vecteur de la transition énergétique ?, 2013.

Chine

13ème plan quinquennal pour l'innovation scientifique et technologique dans le secteur des transports, 2017.

Avis sur l'ajustement et l'amélioration de la politique de subvention pour la promotion et l'utilisation de véhicules à énergie renouvelable, 2018.

China Hydrogen Alliance, Livre blanc de la Chine sur l'industrie de l'énergie à base d'hydrogène et des piles à combustible, 2019.

Plan de développement des véhicules à piles à combustible de Shanghai, 2017.

Corée du Sud

EastSpring Investment, Hydrogen powering South Korea’s future, 2019.

IEA, The future of Hydrogen, 2019.


Reuters, South Korea to cut 2030 greenhouse gas emissions by 37 percent from BAU levels, 2015.

Etats-Unis

California Fuel Cell Partnership, The California Fuel Cell Revolution: A Vision for Advancing Economic, Social and Environmental Priorities, 2018.

Department of Energy, Hydrogen and Fuel Cells Program Plan, 2011.

Department of Energy, National Hydrogen Energy Roadmap, 2002.


Japon

AFHYPAC, Les Programmes hydrogène et piles à combustible au Japon, 2019.


Direction générale du Trésor (Service Economique Régional de Tokyo), La stratégie de développement de l'hydrogène au Japon, 2017.

Direction générale du Trésor (Service Economique Régional de Tokyo), Le mix énergétique du Japon – situation actuelle et perspectives, 2018.



Liste des acronymes utilisés

Afhypac Association française pour l'hydrogène et les piles à combustible

AFI Infrastructures de carburants alternatifs (Alternative fuels infrastructures)

AIE Agence internationale de l'énergie

ALK Electrolyse alcaline (Alkaline water electrolysis)

BMVI Ministère fédéral allemand des Transports (Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur)

BMWi Ministère fédéral allemand de l’Economie et de l’Energie (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie)

CaFCP Partenariat public-privé visant à promouvoir les véhicules à hydrogène en Californie (California Fuel Cell Partnership)

CARB Agence pour la qualité de l'air de l’État de Californie (California Air Resources Board)

CCS Capture du carbone et stockage (Carbon capture and storage)

CCU Capture du carbone et utilisation (Carbon capture and utilization)

CCUS Capture du carbone, utilisation et stockage (Carbon capture, utilization and storage)

CEC Commission de l'énergie de l’État de Californie (California Energy Commission)

DENA Agence de l’énergie allemande (Deutsche Energieagentur)

DoE Département de l'énergie américain (Department of Energy)

DRI Réduction directe du fer (Direct reduced iron)

EIA Étude d'impact environnemental (Environmental impact assessment)

FCH JU Partenariat public-privé visant au soutien de la recherche, du développement technologique dans le secteur de l'hydrogène et des piles à combustible (Fuell cells and hydrogen joint undertaking)

GES Gaz à effet de serre

GNL Gaz naturel liquéfié

GNV Gaz naturel pour véhicule

GPL Gaz de pétrole liquéfié

HP Haute pression

HyNet Partenariat public-privé pour construire une infrastructure de ravitaillement en hydrogène (Hydrogen Energy Network)

JHFC Projet de démonstration de véhicules à hydrogène et de développement d'infrastructures hydrogène (Japan Hydrogen and Fuel Cell)

KEPCO Compagnie d'électricité sud-coréenne (Korea Electric Power Corporation)

LCFS Norme sur les carburants à faible teneur en carbone (Low Carbon Fuel Standard)

LOHC Composé liquide de stockage d'hydrogène (Liquid organic hydrogen carrier)

METI Ministère de l'économie, du commerce et de l'industrie (Ministry of economy, trade and industry)

MOTIE Ministère du Commerce, de l'Industrie et de l'Énergie sud-coréen (Ministry of trade, industry and energy)

MOU Mémorandum d'accord (memorandum of understanding)

NEDO Organisation japonaise pour le développement des énergies nouvelles et des technologies industrielles (New Energy and Industrial Technology Development Organization)

NEP Programme national de développement allemand (Nationale Entwicklung Programm)

NIP Programme national allemand d’innovation pour les technologies hydrogène et les PAC (Nationale Innovationsprogramm Wasserstoff und Brennstoffzellentechnologie)

NOW Organisation nationale allemande pour les technologies de l’hydrogène et des piles à combustibles (Nationale Organisation Wasserstoff und Brennstoffzellentechnologie)

PAC Pile à combustible

PEM Electrolyse avec membrane d'échange de protons (Proton exchange membrane)

PSIM Programme de soutien à l'innovation majeure

R&D Recherche et développement

SAC Comité technique national 309 de l'Administration chinoise de normalisation sur l'énergie hydrogène

SEA Évaluation environnementale stratégique (Strategic environmental assessment)

SEQE - UE Système européen d'échange de quotas d'émissions dans l'Union Européenne


SMR Vaporéformage du méthane (Steam methane reforming)

SOEC Electrolyse haute température (Solide oxide electrolyser cell)

SUV Véhicule utilitaire sport (Sport Utility Vehicle)

TCAC Taux de croissance annuelle composé

TRL Niveau de maturité technologique (Technology readiness level)

VCI Véhicule à combustion interne

VEB Véhicule électrique à batterie

VEH Véhicule électrique à hydrogène

VUL Véhicule utilitaire léger

ZEV Véhicule propre ou "zéro émission" (Zero Emissions Vehicle)


Liste d’entretiens réalisés

Organisation Personnes interrogées

Nom Fonction

Afhypac Philippe BOUCLY Président

Hydrogen Europe Valérie BOUILLON-DELPORTE Présidente

AIE Paul LUCCHESE Président de l'Accord Hydrogène de l'AIE

McPhy Pascal MAUBERGER Président Directeur Général

Symbio Fabio FERRARI Directeur Général

Air Liquide Pierre-Etienne FRANC

Guillaume DE SMEDT Vice-Président Hydrogène Energie / Directeur Marketing et Stratégie

HDF Energy Jean-Noël de CHARENTENAY Directeur Stratégie

Areva Stockage d’Energie / Helion Hydrogen Power Serge BESSE Chef du Département Technologies

UFIP (Union française des industries pétrolières)

Franck CHEVALLIER

Dominique BIGOT

Directeur Raffinage / Responsable Qualité produits, Biocarburants et Douanes

SFIC (Syndicat français de l’industrie cimentière) Raoul DE PARISOT Président

Alstom Yannick LEGAY

Stéphane KABA Directeur technico-commercial / Président de SpeedInnov

Safran Stéphane VAILLANT Chef de service R&T, Safran Power Units

Iveco Clément CHANDON

Jean-Marc BOUCHERET Directeur Business Development Gaz / Chef de produit

PSA Dominique SADOUL Advanced Powertrain and Energy Director

Renault Cyrille LENAIN Directeur de Programme Adjoint

Faurecia Frédéric CHARON

Christophe AUFRERE

Group Technology Strategy Manager / Group Chief Technical Officer


Plastic Omnium Julien ETIENNE Senior Director Business and Programs – New Energies

EDF Christelle ROUILLE

Nadia HENRY CEO Hynamics / Chargé de mission régulation


L'ADEME EN BREF À l’ADEME - l’Agence de la transition écologique - nous sommes résolument engagés dans la lutte contre le réchauffement climatique et la dégradation des ressources. Sur tous les fronts, nous mobilisons les citoyens, les acteurs économiques et les territoires, leur donnons les moyens de progresser vers une société économe en ressources, plus sobre en carbone, plus juste et harmonieuse. Dans tous les domaines - énergie, air, économie circulaire, alimentation, déchets, sols, etc., nous conseillons, facilitons et aidons au financement de nombreux projets, de la recherche jusqu’au partage des solutions. À tous les niveaux, nous mettons nos capacités d’expertise et de prospective au service des politiques publiques. L’ADEME est un établissement public sous la tutelle du ministère de la Transition écologique et du ministère de l’Enseignement supérieur, de la Recherche et de l’Innovation.

LES COLLECTIONS DE L’ADEME

FAITS ET CHIFFRES L’ADEME référent : Elle fournit des analyses objectives à partir d’indicateurs chiffrés régulièrement mis à jour.

CLÉS POUR AGIR L’ADEME facilitateur : Elle élabore des guides pratiques pour aider les acteurs à mettre en œuvre leurs projets de façon méthodique et/ou en conformité avec la réglementation.

ILS L’ONT FAIT L’ADEME catalyseur : Les acteurs témoignent de leurs expériences et partagent leur savoir-faire.

EXPERTISES L’ADEME expert : Elle rend compte des résultats de recherches, études et réalisations collectives menées sous son regard

HORIZONS L’ADEME tournée vers l’avenir : Elle propose une vision prospective et réaliste des enjeux de la transition énergétique et écologique, pour un futur désirable à construire ensemble.


HYDROGENE : ANALYSE DES POTENTIELS INDUSTRIELS ET ECONOMIQUES EN FRANCE Poussé par la récente maturité technologique de la filière et les politiques de déploiement de ce vecteur d’énergie, l’hydrogène est identifié comme un levier majeur de la décarbonation de secteurs essentiels tels que l’industrie et la mobilité lourde. La France peut tirer profit de ce marché émergent, à condition d’initiatives de structuration et de soutien à la filière nationale. Des acteurs français sont présents sur la plupart des composants clés de l’hydrogène mais font face à une concurrence internationale bien établie. A partir d’hypothèses de marché optimistes mais réalistes, il apparait qu’entre 58 000 et 107 000 emplois pourraient être générés en France à horizon 2030.