Des chercheurs de l’université LUT, en Finlande, ont atteint une tension de 1 000 V dans un système d’électrolyse alcaline connecté en série, dans le but d’améliorer la rentabilité de la production d’hydrogène vert. Le projet utilise des équipements d’électronique de puissance d’ABB et des empilements d’électrolyseurs fournis par Stargate Hydrogen, une entreprise basée en Estonie.

Les chercheurs affirment qu’un fonctionnement à une tension plus élevée peut réduire le courant requis par le système, diminuer les pertes électriques et abaisser le coût des équipements d’alimentation électrique et de l’électronique de puissance. Ces composants représentent environ un quart des coûts d’investissement d’une usine d’hydrogène. Si ces coûts étaient réduits de moitié, l’investissement total dans le système pourrait diminuer d’environ 10 à 15 %, selon l’équipe de recherche.

Les électrolyseurs alcalins industriels fonctionnent généralement à une tension comprise entre 200 V et 400 V. La prochaine étape du projet portera sur la conception du système, la modélisation et la réduction des courants parasites, tandis que les chercheurs s’emploieront à développer l’électrolyse à haute tension.

Ailleurs dans le secteur, Jera, au Japon, et AM Green, en Inde, ont signé un accord contraignant portant sur la fourniture d’environ 70 000 tonnes métriques d’ammoniac vert par an pendant cinq ans. L’ammoniac proviendra de l’installation prévue par AM Green à Kakinada, dans l’Andhra Pradesh, dont la mise en service est attendue en 2028-2029.

L’ammoniac sera expédié vers le Japon et pris en charge par des installations de réception, de stockage et de distribution situées près de la centrale thermique de Hekinan de Jera, dans la préfecture d’Aichi. Le combustible est principalement destiné aux transporteurs de voitures fonctionnant à l’ammoniac. Jera travaille avec Kawasaki Kisen Kaisha et Nippon Yusen Kabushiki Kaisha à la mise en place d’infrastructures de soutage dédiées.

Par ailleurs, sept entreprises japonaises ont convenu de développer une chaîne d’approvisionnement intégrée en ammoniac dans la région de Chubu et de construire et exploiter quatre transporteurs de voitures alimentés à l’ammoniac. Les navires et un navire de soutage dédié doivent être achevés en 2030.

La Commission européenne a également lancé la plateforme d’investissement T-MED afin de soutenir les investissements à grande échelle dans les énergies renouvelables et les technologies propres à travers la Méditerranée. L’initiative comprend jusqu’à 4,5 milliards d’euros de capacité de garantie. Parmi les projets sélectionnés, les projets éoliens égyptiens de Niat et de Rasgha devraient ajouter 500 MW de capacité éolienne terrestre dans le golfe de Suez, renforçant la base d’énergies renouvelables du pays pour la future production d’hydrogène.

Une étude menée par six chercheurs de l’université de Trieste a comparé l’hydrogène renouvelable importé d’Oman à l’hydrogène produit en Italie. L’analyse a conclu que les importations pourraient être plus économiques, tandis que la production nationale aurait une empreinte carbone plus faible.

La recherche a évalué deux chaînes d’approvisionnement fondées sur l’électrolyse de l’eau par membrane échangeuse de protons, incluant la production d’électricité renouvelable, la liquéfaction de l’hydrogène, le stockage, le transport et la regazéification. Elle a estimé le coût actualisé de l’hydrogène à 7,84 € par kilogramme pour les importations en provenance d’Oman, contre 10,22 € par kilogramme pour la production nationale en Italie.

Cependant, les émissions sur l’ensemble du cycle de vie ont été estimées à 2,26 kilogrammes d’équivalent CO₂ par kilogramme d’hydrogène pour la chaîne d’approvisionnement italienne, contre 2,62 kilogrammes pour les importations. Les chercheurs ont identifié l’électrolyse comme le principal contributeur aux émissions et aux coûts, représentant jusqu’à 81 % de l’empreinte carbone et 74,4 % du coût actualisé. Le transport maritime représente environ 10 % du coût final de l’hydrogène importé.

L’étude a également mis en évidence les ports et les initiatives régionales, notamment la vallée de l’hydrogène de l’Adriatique du Nord, comme des pôles potentiels permettant de combiner la production nationale et les importations internationales d’hydrogène.

Sources: pv magazine.