Voici comment le pétrole et le gaz sautent sur l'hydrogène, mais c'est fini

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Sauter sur l'hydrogène.

La production d'hydrogène convient aux grandes sociétés pétrolières et cadre avec les projets pétroliers et gaziers grandioses du passé. La nouvelle vision est de dépenser beaucoup d'argent pour collecter de l'électricité renouvelable, puis de la convertir en énergie hydrogène liquide qui est portable et peut être expédiée dans le monde entier pour fournir de l'énergie verte propre aux avions, navires et camions, ainsi qu'autonomiser les industries qui fabriquent de l'acier et produits chimiques.

La vision de l'hydrogène est bien adaptée aux atouts des grandes sociétés pétrolières : plusieurs milliards de dollars de financement, une gestion de projet approfondie et de nombreux travailleurs pour faire bouger les choses. Pensez à bp finançant une zone pétrolière en eau profonde de 9 milliards de dollars appelée Mad Dog 2 dans le golfe du Mexique qui devrait produire 140 000 boepd (barils d'équivalent pétrole par jour) à partir de 14 nouveaux puits d'ici 2024.

L'hydrogène est un choix naturel pour les sociétés pétrolières et gazières en raison de leur vaste expérience dans le gaz naturel, mais aussi parce qu'elles ont réalisé d'énormes bénéfices en 2022 et peuvent se permettre de prendre des risques dans de nouvelles entreprises.

ExxonMobil XOM hydrogène

ExxonMobil a créé en 2021 une société appelée Low Carbon Solutions pour se concentrer sur la réduction des émissions de CO2 en augmentant le CSC et de nouveaux carburants tels que l'hydrogène bleu. L'hydrogène bleu est formé par la décomposition du méthane, CH4, tandis que le sous-produit du CO2 serait capturé et enfoui (via le CSC) sous l'océan.

Les dépenses seront d'environ 2 milliards de dollars en 2023, passant à 3 milliards de dollars d'ici 2025 et à 6 milliards de dollars d'ici 2027.

ExxonMobil a avancé des plans pour construire une usine de production d'hydrogène bleu et d'ammoniac de 1 bcfd reliée à un système CSC de 7 millions de tonnes par an dans sa raffinerie de Baytown, au Texas. L'hydrogène serait utilisé pour l'usine de production d'oléfines d'ExxonMobil où les émissions de carbone pourraient être réduites de 30 %.

La société discute avec des clients potentiels pour acheter des volumes excédentaires d'hydrogène et d'ammoniac dans un délai de 2027-2028.

Le projet Baytown serait la contribution d'ExxonMobil à une coentreprise plus large avec d'autres partenaires, pour établir un hub CCS à Houston. L'objectif pourrait être l'élimination de 100 millions de tonnes de CO2 par an d'ici 2040, soit environ 2 % des émissions totales actuelles des États-Unis.

Au total, ces projets interdisciplinaires de CSC et d'hydrogène étaient auparavant évalués à 100 milliards de dollars.

Complexe de raffinage et de pétrochimie ExxonMobil à Baytown, Texas.

BP hydrogène.

BP a ouvert sa porte à l'hydrogène dans le complexe industriel de Teesside au Royaume-Uni, qui contribue à 5 % des émissions industrielles du pays. La vision est que Teesside devienne une plaque tournante majeure de l'hydrogène pour l'aviation, le transport maritime et les camions lourds - tous les secteurs où il est difficile d'utiliser l'énergie de la batterie - mais aussi pour les industries difficiles à réduire telles que la cimenterie et la sidérurgie.

Le plan initial, appelé H2Teesside, était de générer de l'hydrogène bleu. L'ajout récent de HyGreen électrolyserait l'eau en hydrogène vert et en oxygène. Ceci est plus cher en raison du coût de l'électrolyse et de l'électricité propre si celle-ci est utilisée.

Les projets Teesside de bp cadrent avec les objectifs du gouvernement britannique. Ensemble, HyGreen et H2Teesside pourraient générer 1,5 Gw de production d'hydrogène et atteindre 30 % de l'objectif gouvernemental de 5 Gw d'ici 2030.

bp est également impliqué dans un programme multinational de 36 milliards de dollars AREH, une entreprise de la région de minerai de fer de Pilbara en Australie qui produira de l'énergie solaire et éolienne, puis l'utilisera pour générer de l'hydrogène vert et de l'ammoniac vert à utiliser en Australie et pour l'exportation vers l'Asie du sud-est.

Le jeu final est de 26 GW de capacité d'énergie verte, ce qui se compare à 0,6 GW pour une centrale électrique au charbon ou au gaz typique. 26 GW représentent environ un tiers de toute l'électricité produite par l'Australie en 2020. Le projet AREH générera également 1,6 million de tonnes d'hydrogène vert ou 9 millions de tonnes d'ammoniac vert chaque année.

Les chiffres sont impressionnants pour un pays qui ne compte que 26 millions d'habitants, où l'énergie au charbon domine et où les exportations de charbon sont énormes.

Shell hydrogène.

L'électrolyse de l'eau pour l'hydrogène vert a meilleure apparence maintenant que l'électricité verte d'origine éolienne et solaire est moins chère et plus disponible. Et la nouvelle technologie appelée technologie des oxydes solides promet que le processus sera encore plus rentable car la technologie ne nécessite pas de catalyseur coûteux.

En 2021, Shell a lancé le plus grand système d'électrolyseur de l'UE, dans le cadre d'un plan visant à établir un réseau d'hydrogène vert à travers le pays.

La même année, Shell a présenté un concept de hub hydrogène lors d'une conférence au Texas sur le H2 renouvelable, préfigurant l'initiative du gouvernement américain visant à financer jusqu'à 8 hubs hydrogène aux États-Unis.

Dans un projet de démonstration de 1 mégawatt (Mw) au Shell Energy Transition Campus à Amsterdam, Shell prévoit d'évaluer la technologie à oxyde solide dans quatre modules d'électrolyseur. Lorsque la chaleur résiduelle est utilisée pour générer de la vapeur, la technologie devrait être viable en utilisant 25 à 30 % d'énergie électrique en moins.

Une tournure intéressante est que ces électrolyseurs sont réversibles afin qu'ils puissent être utilisés pour produire de l'hydrogène, ou pour utiliser l'hydrogène pour produire de l'énergie à la pile à combustible.

Hydrogène Chevron CVX.

Chevron, deuxième plus grande société pétrolière et gazière aux États-Unis après ExxonMobil, a produit de l'hydrogène - de l'hydrogène bleu qui reforme du méthane ou de l'hydrogène gris qui reforme du charbon. L'entreprise vend de l'hydrogène via son activité traditionnelle depuis 2005 et produit aujourd'hui 1 million de tonnes par an.

Chevron s'est associé au Département américain de l'énergie (DOE) pour enquêter sur le gaz naturel renouvelable, c'est-à-dire le gaz provenant des décharges, etc., pour générer de l'hydrogène.

Une vision plus large consiste à construire une installation d'hydrogène vert en Indonésie qui produirait de l'hydrogène et de l'ammoniac en utilisant une énergie géothermique renouvelable de 250 à 400 Mw. L'objectif est de 40 000 tonnes d'hydrogène par an soit environ 110 tonnes par jour. Mais cela pourrait être porté à 80 000 - 160 000 tonnes par an si le marché est là.

TotalEnergies hydrogène.

TotalEnergies avait rejoint une entreprise indienne, le groupe Adani, qui pourrait investir 50 milliards de dollars sur 10 ans pour produire de l'hydrogène vert. En Inde, il existe une forte demande d'engrais, ce qui signifie que l'ammoniac vert devrait y avoir un marché florissant.

L'accord a été annoncé en juin 2022 et TotalEnergies était censé investir 5 milliards de dollars, ce qui représenterait une participation de 25 %.

Le groupe Adani avait déclaré que son objectif initial était de produire 1 million de tonnes d'hydrogène vert par an, soit environ 2 700 tonnes par jour, avant 2030. C'est un nombre énorme qui éclipse tous les autres objectifs de production.

Mais l'opération a été suspendue par Total Energies dans l'attente des résultats d'un audit initié par Adani en raison d'irrégularités financières présumées.

Projet NEOM en Arabie Saoudite.

Hydrogène NEOM en Arabie Saoudite.

Il est bien connu que l'Arabie saoudite est un énorme producteur de pétrole, juste derrière les États-Unis, et pour son rôle de leader dans les cartels de l'OPEP et de l'OPEP +.

La puissance financière du pays pour financer des projets spéciaux est également bien connue. L'un de ces projets spéciaux, dont le coût s'élève à 500 milliards de dollars, est NEOM. La région se construit sur une approche visionnaire de la durabilité, de l'eau potable et du changement climatique, en démontrant la viabilité de telles choses au cœur d'un désert extrême.

Ce qui est inattendu, dans un pays où les prix locaux du pétrole et du gaz sont les moins chers du monde, c'est un énorme projet de production d'hydrogène vert dans NEOM. D'ici 2026, "il produira au départ 600 tonnes d'hydrogène vert par jour, qui seront disponibles pour l'exportation mondiale, ce qui permettra d'économiser jusqu'à 5 millions de tonnes d'émissions de CO2 par an". Ce sera la plus grande production d'hydrogène vert au monde – à l'échelle commerciale.

Le prix est estimé à 8,4 milliards de dollars pour cette nouvelle installation d'hydrogène, dont 73% provenant d'autres financiers à l'intérieur et à l'extérieur de l'Arabie saoudite.

Étonnamment, l'un des objectifs exprimés par le ministre de l'Énergie, le prince Abdulaziz bin Salman, est que l'Arabie saoudite soit l'un des principaux exportateurs d'hydrogène dans le monde. Un deuxième objectif est de soutenir une transition mondiale vers une énergie propre et durable.

Le volume d'hydrogène vert propre produit dans NEOM pourrait permettre d'économiser jusqu'à 5 millions de tonnes de CO2 par an, selon le communiqué de presse. Cela signifie vraisemblablement des domaines où l'hydrogène peut remplacer les combustibles fossiles dans des applications difficiles à réduire telles que les carburants pour l'aviation et les navires, ainsi que les industries sidérurgiques et chimiques. Selon NEOM, l'hydrogène vert pourrait éventuellement représenter 12 % de la consommation mondiale d'énergie, mais cette fraction de 12 % est supérieure à la fourchette de 5 à 7 % estimée par Rystad Energy et DNV.

Le chiffre de 12 % est lié à une industrie régionale de l'hydrogène vert évaluée à 200 milliards de dollars d'ici 2050.

L'hydrogène est-il surévalué ?

Malgré un large intérêt, l'hydrogène n'est pour l'instant qu'un petit investissement. Beaucoup de presse et de relations publiques sur une nouvelle industrie passionnante, mais des investissements annuels de quelques milliards de dollars (max) par major pétrolière et gazière sont dérisoires par rapport aux Capex greenfield mondiaux de 200 milliards de dollars prévus pour 2023.

Mais l'industrie pétrolière et gazière peut présenter ses investissements dans l'hydrogène comme une contribution sérieuse à la réalisation des objectifs climatiques de Paris, et espérer ainsi réduire l'accent mis sur le climat par l'arrêt du forage et de la production de pétrole et de gaz.

D'autre part, alors que l'industrie pétrolière et gazière fournit actuellement environ 57 % de l'énergie mondiale, elle est également responsable de 50 % des émissions mondiales de carbone lorsque le pétrole et le gaz sont brûlés. Ainsi, même si l'industrie pétrolière et gazière devait fournir la totalité des 7 % d'énergie propre d'hydrogène d'ici 2050 (peu probable), elle pourrait économiser environ 7 % des émissions mondiales de l'aviation, du transport maritime et des industries sidérurgiques et chimiques. Mais cela ne compenserait pas les émissions de pétrole et de gaz à moins que les 50 % de pétrole et de gaz brûlés ne diminuent beaucoup d'ici 2050 (ce qui signifie moins de puits de pétrole et de gaz).

L'application large de l'hydrogène sur le marché, au-delà d'un marché de niche de carburant pour l'aviation et le transport maritime, et la fabrication de métaux et de produits chimiques (engrais et plastiques), semble incertaine et peut être une affaire de trop peu, trop tard et trop cher.