Réserves prolongées | Raffinage propre | Véhicules économes | Carburants diversifiés | CO2 maîtrisé

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L'économie de l'hydrogène : espoirs et réalités

Ph. UngererIFP

Directeur Scientifique

Congrès ECO NORD, 10/6/2008

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Hydrogène

n Contexte économique et tendances globalesn Production n Transport et stockagen Utilisationsn Conclusions

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Contexte économique

n Production et usagesl Production annuelle 45Mt (130 Mtep), principalement captive :

réformage de gaz naturel, naphta, coproduitØ Production marchande (<10%) en fort développement

l Usages en raffinagel Approvisionnement croissant en brut lourds l Exigences plus sévères de teneurs en soufre (10 ppm) à besoins en forte augmentation (+5% par an, voire +10% )

l Chimie : engrais, etc.

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Coûts de production (1)

Coût de production de l'hydrogène en fonction du coût de la matière première

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

5 10 15 20

$/GJ de la matière première

$/G

J de

l'hy

drog

ène

Vaporeformage GN

Vaporef ormage GN + CSS

Gazéification Charbon

Gazéification Charbon + CSS

Gazéification Biomasse

Electrolyse

Biomasse scénario haut

CCS = Carbon Capture and Storage (captage et stockage géologique du CO2)

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Coûts de production (2)

Matière première

Coût Coût matière première $/GJ

Coût hydrogène, $/GJ

Tendance actuelle

sans CCS

avec CCS

Gaz naturel

12 $/MBtu (1)

11 18 22 hausse rapide

Charbon 110 $/tonne(2)

9 24 32 hausse rapide

Electrolyse 60 $/MWh 17 46 hausse lente

Gazole 1000 $/ton(3)

24 hausse rapide

(1) marché spot US début juin 2008, ~marché Europe(2) Appalachian US fin mai 2008, ~marché Europe(3) prix atteint printemps 2008

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Perspectives à moyen et long terme

n Horizon 2020l Accroissement de la demande industrielle : raffinage (voire filières

CTL-BTL) (i.e. Coal To Liquids, Biomass To Liquids)Ø Extension des réseaux de distribution, besoin de stockage

l Transport : l’usage direct pour les véhicules reste marginall Électrolyse sans doute plus compétitive

n Au-delà de 2020l Développement de l'usage direct dans les véhicules possible via

flottes captives (diminution des Gaz à Effet de Serre ou GES),développement des réseaux de distribution

l Développement possible comme vecteur de stockage de l'énergie issue de sources renouvelables (intermittentes)

Ø Volonté politique forte pour assurer les investissements nécessairesØ Conditionné par les progrès technologiques (stockage,PAC ..)Ø Transports : usage massif direct en concurrence avec usage

indirect raffinage - CTL-BTL

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Production d'hydrogène ex bioéthanol

n Projets IFP (marchés de niche)n procédé autotherme de reformage d'éthanol (pilote Liberthy,

collab. Hyradix)n procédé de vaporeformage d'éthanol (Biopac 2) collab.

Hélion

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Transport et stockage

n Transport de l'hydrogènel A moyen terme : Hythane (15% H2 dans gaz naturel) dans les

infrastructures actuelles de distributionl A long terme : développement de réseaux spécifiques (H2 sous

pression)polymères moins perméables à l'hydrogène,évaluation des pertes de charge

n Stockage souterrainl Cavités minées

l Cavités salines (id. stockage de gaz naturel et produits pétroliers)

l Gisements de gaz en fin d'exploitation

l Aquifères (id. stockage de gaz naturel)

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Utilisation H2 en Raffinage

Modélisation moléculaire (Monte Carlo)

= modèle de référence quantitatif pour le calcul des solubilités de l'hydrogène dans les hydrocarbures en conditions d'hydrocraquage (T> 400°C, P~150 bars)

Modélisation moléculaire (ab initio) = aide au screening en catalyse hétérogène

Ferrando et Ungerer, Fluid Phase Equilibria , 2007

0

50

100

150

200

250

300

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6H2 molar fraction

Pres

sure

(bar

)

Experimental - 542.25 K

Model: PR + kij Moysan et al. - 542.25 K

Model: Darkrim et al. - 542.25 K

Experimental - 664.05 K

Model: PR + kij Moysan et al. - 664.05 K

Model: Darkrim et al. - 664.05 K

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Pertes de charge

Viscosimètre pour mesure expérimentale des pertes de charge

Utilisation d'un code ANS pour simulation de surfaces structurées

Vieillissement des revêtements

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Motorisation des véhicules

n Stockage à bord n cryogénique : coût énergétique de la liquéfaction (35% du contenu

énergétique), évaporation du carburant en quelques joursn réservoirs haute pression : contenu énergétique modéré (7% poids

d'hydrogène), forme cylindrique obligatoiren hydrures : teneur en H2 modeste, réversibilitén adsorbants (nanotubes, matériaux hybrides MOFs)

n Moteurs thermiquesn faible densité énergétique à obligation d'augmenter la cylindrée,

rapport puissance/poids médiocren vitesse élevée de propagation de flamme, formation de NOx àmaîtrise

de la combustion délicate, n rendement maximum de l'ordre de 30% (> 40% pour diesel)

n Piles à combustible (PAC)n rendement moyen (40-50%) pour des PAC compactesn coût très élevé lié notamment au platine (100 k€ en 2020 ?)n approvisionnement problématique en platine ?

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Hydrures pour le stockage

Na3AlH6, 5.9% poids Mg(NH2)2, 7.1% poids

Screening de différentes structures d'hydrures par modélisation moléculaire (ab initio)

Verrou : réversibilité du stockage dans des conditions proches de l'ambiante

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Simulation de l'injection cryogénique dans un moteur thermique à hydrogène

Projet HyIce, collaboration IFP, BMW,...

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Utilisations nouvelles

n Combustion d'hydrogène pour la production d'énergiel Fortes spécificités (NOx, instabilités, forts débits volumiques requis)

Ø projets IFP : Hygensys & combustion de mélanges riches en H2

n Coal to Liquids et Biocarburants de 2ème générationl Filières mixtes H2-CTL et H2-BTL :

utiliser l'hydrogène produit à partir de gaz naturel ou par électrolyse pour maximiser le rendement de conversion en carburant liquide de la biomasse ligno-cellulosique ou du charbon Le besoin en H2 augmente

si la teneur en H de la matière première est faible (charbon)si la teneur en O de la matière première est élevée (biomasse)

biomasse : CH1,5 00,8charbon : CH0,8 00,1carburant : CH1,9

(valeurs données à titre indicatif)

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Conclusionsn Marché de l'hydrogène

n principale demande = industrielle (raffinage)n forte croissance (bruts plus lourds à traiter, normes de teneur en S)

n Production d'hydrogènen le vaporeformage de gaz naturel reste le moins cher, même avec CCSn électrolyse plus compétitive à long terme ?

n Utilisation directe dans les véhicules peu efficacen moteur thermique : rendement et rapport puissance/poids moyensn PAC : restera chère sauf à remplacer le platinen Stockage à bord : restera lourd et contraignant

n Utilisation indirecte plus favorable pendant encore longtempsl maximise le rendement de conversion en carburant liquide de la

biomasse ligno-cellulosique, du charbon, des bruts lourds

l évite les coûts/délais du renouvellement complet du parc de véhicules et du réseau de distribution