Comment TotalEnergies intègre l'hydrogène à sa stratégie

Passé de Total à Totalenergies pour mieux marquer son positionnement multi-énergies, le groupe tricolore a détaillé ses ambitions dans l’hydrogène à l’occasion des rendez-vous de l’innovation organisés par l’Ifpen.
 
« L’hydrogène s’inscrit totalement dans la stratégie de TotalEnergies », a lancé Adamo Screnci, vice-président Hydrogène pour le pétrolier énergéticien. « Nous sommes agnostiques sur les technologies : les bleus, les verts, les jaunes ne s’opposent pas mais se complètent pour atteindre les objectifs de décarbonation », a-t-il assuré.
 
C’est pourquoi TotalEnergies s’intéresse aussi de près à la production d’hydrogène avec captage du CO2. Le coût de production de l’ hydrogène bleu est identique à celui de l’H2 gris : 1 euro le kilo. Sauf qu’il faut lui ajouter le coût du captage qui est très variable, compris « entre 50 et 250 euros la tonne ».

Concernant l’hydrogène vert, « c’est l’électricité qui fixe le prix », a mis en avant Adamo Screnci. Pour en produire 1 kilo, il faut 50 kWh d’électricité. L’opération sera plus ou moins coûteuse selon la taille de l’installation. « Plus un électrolyseur est grand, moins c’est cher », a souligné Adamo Screnci. évoquant les réticences de certains interlocuteurs à s’intéresser aux projets inférieurs à 100 MW. Le prix moyen du kilo d’ hydrogène vert tourne entre 5 et 6 euros, « et même moins dans certains pays ». La parité avec l’ hydrogène gris est aussi suspendue à l’évolution de la taxe CO2. Le cadre de TotalEnergies a rappelé que dans certaines régions, la disponibilité des énergies renouvelables et du foncier constituent des freins importants.
 
Alors que de nombreux projets, y compris celui de la Zero Emission Valley, s’attachent à une consommation de l’hydrogène vert localement, Adamo Screnci milite au contraire pour une exploitation délocalisée et un transport à grande distance.
 
« Aujourd’hui, 99,5 % de l’hydrogène est consommé là où il est produit. Pourtant le transport du gaz coûte beaucoup moins cher que de transporter de l’électricité », a-t-il comparé. « C’est bien de faire du local, mais l’interconnexion des infrastructures est importante », a-t-il plaidé, avec un dimensionnement européen, et même mondial dans un deuxième temps.
 
Pour cela, il envisage le développement de hubs, notamment dans les ports et clusters industriels, « comme on en a pour le gaz et les produits chimiques ». Le vice-président Hydrogène de TotalEnergies attend du gouvernement un « coup de pouce pour démarrer la machine », appelant à la mise en place de « mécanismes clairs et transparents sur les incitations et pénalités » qui permettront de développer les usages.



 

Des investissements considérables

Les investissements sont considérables : les entreprises pourront-elles les supporter ? Rappelant que la mobilisation de la France pour l’hydrogène décarboné est passée de 100 millions en 2018 à 7 milliards en 2020, il imagine une enveloppe qui pourrait encore augmenter : « on peut encore refaire x70 ! ».
 
Un scénario qu’il justifie par « les externalités et les dividendes » que vont apporter les investissements en termes d’environnement, de lutte contre le changement climatique, de création d’emplois, et d’équilibre géopolitique international. De la part des organismes financiers, « Il y a aujourd’hui une appétence énorme pour investir dans ces domaines de décarbonation, parce que c’est l’avenir », a-t-il complété.
 

Nous voyons l’hydrogène comme le GNL de demain

 
Pour illustrer l’importance des partenariats, Adamo Screnci a évoqué le projet Masshylia, porté avec Engie, et annoncé en début d’année 2021. Il s’agit de produire de l’hydrogène vert grâce à des fermes solaires d’une capacité globale de 100 MW.
 
D’une puissance de 40 MW, l’électrolyseur est dimensionné pour fournir jusqu’à 15 tonnes d’hydrogène vert par jour à destination de la raffinerie Total de La Mède (13). L’excès d’électricité renouvelable sera envoyé sur le réseau national. « Nous voyons l’hydrogène comme le GNL de demain », a révélé le cadre.
 
La mise en service du site est programmée pour 2024, au bout d’une période d’environ 2 ans de travaux. « Nous collaborons très bien sur ce projet avec Engie », met en avant-il en avant pour assurer que « tous les industriels sont prêts à travailler ensemble sur le sujet » de l’hydrogène décarboné.