Hydrogène et transport maritime

Qu’est-ce que l’hydrogène?

L’hydrogène (H₂) est l’élément le plus abondant de l’univers. On le trouve dans l’eau (H₂O), les plantes, les animaux et les hydrocarbures qui constituent les éléments de base de carburants tels que l’essence, le diesel et le gaz naturel. En tant que substance capable de stocker de l’énergie en vue d’une utilisation ultérieure, l’hydrogène est un élément très polyvalent qui peut être produit à partir d’électricité renouvelable. Il constitue donc un choix intéressant pour remplacer les combustibles fossiles et parvenir à des systèmes énergétiques durables.

Ce site fournit des renseignements issus de sources universitaires, industrielles et gouvernementales sur l’hydrogène et son potentiel en tant que cargaison et carburant durable pour le secteur du transport maritime. L’objectif du site est de susciter des conversations éclairées sur les avantages, les risques et les défis de la transition vers ce carburant.

Une source d’énergie émergente

Comme la demande mondiale d’énergie inclut une part croissante de sources d’énergie durables, l’hydrogène apparaît comme une solution potentielle pour le stockage et le transport de l’énergie. Dans ce contexte, l’hydrogène et les carburants dérivés, comme l’ammoniac, le méthanol et le méthane, devront être produits et transportés pour satisfaire la demande en énergie, comme c’est le cas pour le pétrole aujourd’hui.

Quelle est la taille du marché mondial du transport d’énergie?

Chaque année, les pétroliers transportent plus de 2 milliards de tonnes de pétrole brut dans le monde pour répondre aux besoins énergétiques de la planète.^[1] Cette cargaison est évaluée à plus de 120 milliards de dollars et contient plus de 80 000 pétajoules^[2] d’énergie, soit plus de 2,5 fois la capacité mondiale actuelle de production d’électricité issue des énergies renouvelables

En 2025, l’industrie maritime, par l’intermédiaire de l’Organisation maritime internationale (OMI), s’est engagée à mettre en place un cadre juridiquement contraignant pour parvenir à des émissions nettes nulles de gaz à effet de serre (GES) avant ou vers 2050¹. Les carburants à base d’hydrogène apparaissent comme des candidats potentiels pour remplacer les carburants traditionnels des navires.

Quelle est la taille du marché mondial des carburants pour navires?

Les navires consomment actuellement environ 340 millions de tonnes de carburant^[4]
par an, soit 14,2 pétajoules d’énergie (sur la base de 42 gigajoules par tonne de mazout lourd), principalement sous forme de mazout lourd ou de diesel-navire. Ce marché représente plus de 165 milliards de dollars, le prix du mazout lourd s’élevant à 500 dollars la tonne.

Les carburants à base d’hydrogène

Plusieurs carburants à base d’hydrogène peuvent remplacer le pétrole brut pour alimenter les navires et transporter l’énergie, chacun présentant des caractéristiques différentes :

Ammoniac
(NH₃)

Gaz âcre produit naturellement dans l’environnement par la décomposition de matière organique. On le trouve souvent dans les produits d’entretien ménager. L’ammoniac peut être transformé en liquide en le dissolvant dans l’eau ou en le stockant sous pression.

Méthanol
(CH₃OH)

Alcool simple semblable à l’éthanol qui se trouve dans les boissons alcoolisées, mais plus toxique. On trouve du méthanol dans des produits courants comme le lave-glace.

Méthane
(CH₄)

Gaz incolore et inodore produit naturellement par la décomposition de matière organique ou présent dans les formations rocheuses souterraines. On le trouve couramment sous forme de gaz naturel utilisé pour la cuisson, le chauffage et dans des processus industriels, ainsi que sous forme liquéfiée comme carburant marin.

Pour en savoir plus sur le GNL et le transport maritime

Propriétés des carburants

Pour évaluer la pertinence technique de l’hydrogène et des carburants connexes pour remplacer le pétrole brut ou le diesel, les experts évaluent leurs propriétés chimiques, telles que la densité énergétique et la température de stockage.

Fuel Comparison Table

CARBURANT	FORMULE CHIMIQUE	DENSITÉ ÉNERGÉTIQUE (PHASE LIQUIDE) (ÉQUIVALENCE MAZOUT %)	ÉTAT À TEMPÉRATURE AMBIANTE	TEMPÉRATURE LIQUIDE (°C)
Hydrogène	H₂	14%	gaz	-253°C
Ammoniac	NH₃	28%	gaz	-33.6°C
Méthane	CH₄	36%	gaz	-162°C
Méthanol	CH₃OH	39%	liquide	64.7°C

Densité énergétique

La densité énergétique est une mesure de la quantité d’énergie qu’un espace donné peut contenir. Une substance à forte densité énergétique contient beaucoup d’énergie dans un petit espace. Une substance à faible densité énergétique nécessite davantage d’espace pour la même quantité d’énergie. Il est possible d’augmenter la densité énergétique en modifiant la température de stockage, par exemple en refroidissant un gaz pour qu’il devienne liquide.

L’hydrogène a la plus faible densité énergétique par volume, ce qui cause des problèmes de stockage et de transport. Une fois comprimé ou liquéfié, l’hydrogène gazeux prend moins de place, mais même sous forme liquide, il nécessite environ sept fois le volume du diesel marin pour la même quantité d’énergie^[5]. La conversion de l’hydrogène en ammoniac, en méthanol ou en méthane permet d’obtenir des carburants dont la densité énergétique est plus élevée que celle de l’hydrogène, mais demeure inférieure à celle du pétrole brut ou du diesel. Les navires utilisant ces carburants devront disposer de réservoirs plus grands et effectuer des arrêts de ravitaillement plus fréquents. Les navires qui transportent ces carburants en tant que cargaison pourront transporter moins d’énergie à la fois.

Exigences en matière de stockage

Stockage cryogénique

L’hydrogène et le méthane nécessitent des températures extrêmement basses (respectivement -253 °C et -162 °C) pour atteindre une forme liquide. Ils sont stockés dans des réservoirs isolés sous vide afin d’être maintenus froids^[6]. La même technologie est utilisée dans l’industrie spatiale et pour le transport maritime, ferroviaire et routier du gaz naturel liquéfié (GNL). L’ammoniac est sous forme liquide à -33 °C, ce qui nécessite beaucoup moins de refroidissement.

Stockage sous pression

Contrairement au stockage cryogénique, qui requiert des températures extrêmement basses, on peut stocker l’hydrogène sous forme de gaz à haute pression. Dans cette méthode, l’hydrogène est comprimé à environ 700 kilos par cm² (ou 700 bars) et conservé dans des réservoirs solides et légers fabriqués à partir de matériaux tels que les composites à base de fibre de carbone. Cette approche est couramment utilisée dans les véhicules à hydrogène et les stations de ravitaillement, où un stockage compact et mobile est essentiel.

Production d’hydrogène

Comment l’hydrogène est-il produit?

Électrolyse

L’électricité sépare l’eau (H₂O) en hydrogène (H₂) et en oxygène (O₂). Lorsque l’électricité utilisée provient de sources renouvelables telles que l’énergie éolienne, solaire ou hydroélectrique, l’hydrogène produit est considéré comme de l’« hydrogène vert^[7] ».

Qu’est-ce que l’électrolyse ?

Reformage du méthane à la vapeur (RMV)

Le méthane (CH₄) est traité à la vapeur à des températures élevées (700-1000 °C) pour produire de l’hydrogène (H₂) et du dioxyde de carbone (CO₂). Lorsqu’on a recours à la capture et à la séquestration du carbone (CSC) pour réduire les émissions, on parle d’« hydrogène bleu^[8] ». Il s’agit de la méthode de production d’hydrogène la plus courante actuellement. Si le RMV n’inclut pas la CSC pour réduire les émissions, le résultat est appelé « hydrogène gris ».

Qu’est-ce que la capture et la séquestration du carbone ?

Pyrolyse du gaz naturel

Le méthane (CH₄) est porté à haute température (généralement supérieure à 500 °C) en l’absence d’oxygène, ce qui le décompose en hydrogène et en carbone solide.^[10] L’hydrogène produit par cette méthode est appelé « hydrogène turquoise » (entre le bleu et le vert, car on utilise du gaz naturel, mais on évite les émissions de CO
₂ grâce à la production de carbone solide).

Gazéification du charbon

Le charbon est chauffé dans un environnement contrôlé avec peu d’oxygène pour produire un mélange de gaz, principalement du monoxyde de carbone et de l’hydrogène (qu’on appelle gaz de synthèse). On fait ensuite réagir ce gaz avec de la vapeur pour augmenter le rendement en hydrogène, mais il produit néanmoins de grandes quantités de CO₂, qui peuvent être récupérées grâce à la capture et à la séquestration du carbone (CSC). Malgré ses émissions de gaz à effet de serre, la gazéification du charbon reste la deuxième méthode de production d’hydrogène la plus répandue dans le mond.^[11] L’hydrogène produit par cette méthode est appelé « hydrogène brun » ou « hydrogène noir »

Dériver des carburants de remplacement à partir de l’hydrogène

De l’hydrogène à l’ammoniac

N₂ + 3H₂ →
2NH₃

Synthétisé par le procédé Haber-Bosch, qui combine l’azote de l’air et l’hydrogène sous haute pression et à haute température pour produire de l’ammoniac.

Méthanol

CO₂ + 3H₂ → CH₃OH + H₂O

Produit en faisant réagir de l’hydrogène avec des oxydes de carbone, soit à partir du méthane (procédé Methanex), soit à partir d’hydrogène vert combiné à du CO₂ capturé.

Méthane

CO₂ + 4H₂ → CH₄ + 2H₂O

Produit par la réaction de l’hydrogène vert avec du CO₂
dans le cadre d’un procédé appelé méthanisation, ses caractéristiques sont semblables à celles du gaz naturel.

Capture directe du CO₂ dans l’air

Les carburants à base d’hydrogène comme carburant et cargaison

Avant qu’un carburant puisse être utilisé par un navire, on doit prendre en compte sa sécurité, sa compatibilité avec le moteur, sa densité énergétique et sa disponibilité. Les propriétés de la cargaison maritime doivent être évaluées pour garantir la sécurité de la manipulation et du transport.

Santé et sécurité

Les carburants à base d’hydrogène sont transportés en toute sécurité par transport routier, ferroviaire et maritime depuis de nombreuses années. Pour garantir la sécurité du transport, on procède à une évaluation des propriétés du carburant, comme son inflammabilité et sa toxicité, ainsi que d’autres éléments tels que les risques de fuite et les protocoles de manipulation à basse température, afin de détecter tout danger pour la santé et la sécurité.

L’hydrogène est beaucoup plus inflammable et présente un risque d’explosion plus élevé s’il est mélangé à l’air que le diesel ou le mazout lourd, qui sont moins volatils.^[12] En raison de son point d’inflammation bas, une étincelle ou de la chaleur peuvent enflammer l’hydrogène. Les navires doivent être équipés de systèmes avancés de détection des fuites et d’une ventilation d’urgence afin de prévenir tout risque d’accumulation dangereuse de gaz.

L’ammoniac est toxique et nécessite des mesures de manipulation rigoureuses, notamment l’utilisation d’équipements de protection individuelle et de systèmes de surveillance des gaz.^[13] Comme les réservoirs de stockage et les installations de ravitaillement en ammoniac doivent être pressurisés pour maintenir l’ammoniac à l’état liquide, ils doivent être soumis à des protocoles de conception et d’inspection rigoureux pour éviter les fuites ou les défaillances catastrophiques. L’ammoniac a une zone d’inflammabilité plus étroite et un point d’allumage spontané plus élevé que l’hydrogène, ce qui le rend moins à risque de s’enflammer accidentellement.

Le méthanol est inflammable, mais moins que l’hydrogène. Il est également toxique s’il est ingéré, inhalé ou absorbé par la peau, ce qui signifie que des équipements de protection individuelle, une ventilation adéquate et l’utilisation d’outils ne produisant pas d’étincelles sont nécessaires pour minimiser les risques.^[14]

Le méthane est hautement inflammable et peut s’enflammer s’il entre en contact avec l’air, bien que sa température d’inflammation soit plus élevée et sa plage d’inflammabilité plus étroite que celle de l’hydrogène. Il n’est pas toxique en petites quantités, mais de fortes concentrations peuvent déplacer l’oxygène et poser un risque d’asphyxie dans les espaces confinés. Une ventilation adéquate et des systèmes de détection de gaz sont essentiels pour une manipulation sûre. Lorsqu’il est surfondu sous forme de GNL, le méthane liquide peut causer des dommages cryogéniques aux humains et aux structures.

Transport des carburants à base d’hydrogène

Le commerce mondial des combustibles fossiles et des produits pétrochimiques a mis en place un système de transport sécuritaire et fiable pour le méthane (sous forme de GNL), le méthanol et l’ammoniac. Sur terre, il se fait généralement par camion ou par train. Pour les transports internationaux, on a recours à des navires-citernes. Le transport de l’hydrogène est moins courant, mais sa faisabilité a été démontrée, notamment lors d’essais de transport d’hydrogène liquide par bateau entre l’Australie et le Japon.

Estimation des échanges mondiaux en volume :

^{[15] [16] [17] [18]}

Maturité technologique des moteurs aux carburants

Pour fournir de l’énergie aux navires, l’énergie chimique du carburant doit être convertie en énergie mécanique pour actionner l’hélice du navire. Traditionnellement, cette conversion s’effectue en brûlant le carburant dans un moteur.

Les moteurs à hydrogène et les piles à combustible sont en phase de développement et seront d’abord destinés à de petits navires.
Les moteurs à ammoniac sont en phase de développement, et des entreprises comme MAN Energy Solutions, WinGD et Wärtsilä travaillent sur des systèmes adaptés aux grands navires.
Les moteurs au méthanol sont déjà utilisés dans les grands porte-conteneurs et les navires de transport de méthanol.
Les moteurs au méthane sont déjà utilisés dans des navires de diverses tailles et formes, des petits traversiers aux plus grands porte-conteneurs, et utilisent le GNL comme carburant.

Ravitaillement des navires

Bien que les systèmes et les technologies de transfert et de transport de l’hydrogène et des carburants à base d’hydrogène entre les navires-citernes et la terre ferme soient déjà bien instaurés, l’approvisionnement en carburant des cargos, des navires de croisière et des traversiers nécessitera de nouvelles infrastructures. Certaines infrastructures existantes utilisées pour le GNL, comme les camions qui ravitaillent les navires depuis la côte, pourraient être adaptées pour les carburants à base d’hydrogène.

Les navires peuvent être ravitaillés depuis la côte au moyen d’une infrastructure fixe, comme une installation spécialisée, ou mobile, comme un camion-citerne. Les navires peuvent également être ravitaillés sur l’eau par des navires de ravitaillement spécialisés. Pour les infrastructures de ravitaillement terrestres et maritimes, il importe de tenir compte des facteurs suivants lors du stockage et du transfert des carburants à base d’hydrogène :

Exigences en matière de pression et de température pour maintenir le produit à l’état liquide pour un volume réduit (p. ex., pompes à haute pression, systèmes cryogéniques).
Prévention et détection des fuites et des étincelles susceptibles de provoquer des incendies ou des explosions.
Mécanismes de sécurité pour empêcher le contact du combustible avec des personnes afin d’éviter les engelures, l’asphyxie ou diverses expositions toxiques.

Les ports des Pays-Bas, d’Allemagne, du Royaume-Uni, de Singapour et du Japon investissent dans la mise en place d’infrastructures de ravitaillement en hydrogène et en ammoniac.^[19]

Émissions sur le cycle de vie

Les émissions sur le cycle de vie désignent l’ensemble des émissions de gaz à effet de serre (GES) résultant de la production, du transport et de l’utilisation d’un carburant quelconque – y compris l’hydrogène ou les carburants à base d’hydrogène –, à toutes les étapes, depuis l’extraction des matières premières jusqu’à l’utilisation finale. Tous les types de GES, transposés en équivalent dioxyde de carbone, doivent être pris en compte dans l’analyse du cycle de vie d’un carburant.

L’empreinte totale des émissions des carburants à base d’hydrogène peut être comparée à celle des carburants fossiles qu’ils remplacent, grâce à l’évaluation des émissions sur le cycle de vie de chaque carburant. Des émissions peuvent être générées à chacune des étapes suivantes :

Émissions de production

Émissions issues de la fabrication du carburant. L’hydrogène vert produit par électrolyse à partir d’électricité renouvelable a des émissions quasi nulles, tandis que l’hydrogène bleu produit à partir de gaz naturel avec capture et séquestration du carbone peut avoir des émissions réduites.^[20]

Émissions fugitives

Libération involontaire de GES dans l’atmosphère à un moment quelconque de la production, du stockage, du transport et de l’utilisation d’un carburant. L’hydrogène et le méthane sont des gaz à effet de serre puissants et toute fuite peut exacerber considérablement l’incidence des GES. Les technologies de détection et de réparation des fuites, telles que les drones et les traceurs, peuvent réduire les émissions fugitives tout au long de la chaîne d’approvisionnement

Émissions de gaz d’échappement

Émissions produites par la combustion des carburants dans un moteur :

Émissions de dioxyde de carbone – La combustion de carburants à base d’hydrogène contenant du carbone entraîne des émissions de dioxyde de carbone. Si le carbone contenu dans le combustible a été extrait de l’atmosphère par capture directe dans l’air, le CO₂ libéré lors de la combustion est considéré comme neutre en carbone.
Émissions de protoxyde d’azote (N₂O)– La plupart des moteurs produisent de petites quantités de protoxyde d’azote résultant de la combinaison de l’azote du carburant avec l’oxygène de l’air (à ne pas confondre avec les émissions de NOx qui produisent du smog). Le protoxyde d’azote est un gaz à effet de serre très puissant, dont le potentiel de réchauffement planétaire est environ 300 fois supérieur à celui du dioxyde de carbone.^[21]

Normes et réglementations

Les propriétés uniques de l’hydrogène nécessitent une infrastructure et une surveillance spécialisées. L’hydrogène et les carburants à base d’hydrogène sont déjà largement utilisés pour le raffinage, la production d’engrais et les produits chimiques. À mesure que l’hydrogène passe du rôle de matière première industrielle à celui de vecteur énergétique à faible teneur en carbone, de nouvelles normes et réglementations seront nécessaires pour garantir sa sécurité et son extensibilité.

Les normes et réglementations en vigueur pour le stockage et le transport de l’hydrogène et des carburants connexes sont encore en évolution et peuvent différer d’une région à l’autre :

Hydrogène

Pas réglementé à l’heure actuelle pour une utilisation maritime à grande échelle en raison de sa faible densité énergétique et du coût élevé de la liquéfaction.
Seuls de petits volumes d’hydrogène liquide peuvent actuellement être transportés par bateau.

Ammoniac

Il existe une chaîne de transport maritime mondiale bien établie, principalement destinée aux engrais. Actuellement, de 11 à 14 millions de tonnes d’ammoniac sont transportées par mer chaque année^[22] dans des navires gaziers réfrigérés spécialement conçus pour ce type de transport, souvent avec du gaz de pétrole liquéfié (GPL).
De nouvelles normes de sécurité sont en cours d’élaboration, car l’ammoniac commence à être utilisé comme carburant marin.

Méthanol

L’utilisation du méthanol est régie par les règles en vigueur pour les liquides inflammables.
Environ 13 millions de tonnes de méthanol sont transportées par voie maritime chaque année, ce qui en fait un élément établi du commerce mondial des produits chimiques ^[23]
L’infrastructure de ravitaillement, l’expérience opérationnelle et les règles de sécurité existent déjà, mais elles pourraient évoluer si le méthanol devenait un carburant marin plus répandu.

Méthane

Le méthane est transporté dans le monde entier en grandes quantités sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL), avec une infrastructure et des cadres réglementaires établis.
Les navires alimentés au GNL sont déjà en service, en particulier dans les secteurs qui cherchent à réduire les émissions d’oxydes de soufre et d’azote.
Les émissions fugitives (émissions de méthane non brûlé) constituent une préoccupation environnementale et réglementaire majeure à mesure que son utilisation comme carburant marin devient de plus en plus répandue.

Les quatre carburants – hydrogène, ammoniac, méthanol et méthane (GNL) – devraient être soumis aux réglementations de l’OMI en fonction de leur évolution, conformément aux objectifs mondiaux de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Défis

Si l’hydrogène et les carburants à base d’hydrogène présentent un potentiel en tant que futurs carburants marins renouvelables, l’extension de leur utilisation dans le secteur du transport maritime présente plusieurs défis importants, avec des obstacles technologiques, économiques et infrastructurels.

Écart de coût

L’hydrogène vert et les carburants fabriqués à partir de l’hydrogène, tels que le méthane, l’ammoniac ou le méthanol, sont actuellement plus chers que les carburants conventionnels comme le mazout lourd et le diesel-navire. Les coûts de production, de stockage et de distribution de l’hydrogène sont importants. L’électrolyse, la capture de carbone et la construction de nouvelles infrastructures pour la fabrication des carburants sont autant de facteurs qui contribuent à leur prix élevé. Pour que les carburants à base d’hydrogène deviennent une solution de rechange viable aux carburants marins conventionnels, ces coûts devront être considérablement réduit.^[24]

À mesure que le prix des émissions de dioxyde de carbone augmente, l’écart de coût entre les carburants conventionnels et les carburants à base d’hydrogène se réduit. Le cadre de l’Organisation maritime internationale afférent à la réduction à zéro des émissions nettes fixe le prix des émissions de carbone à 380 USD par tonne de CO2. Selon les estimations de coûts fournies par le Centre Mærsk Mc-Kinney Møller pour le transport maritime zéro carbone, la mise en œuvre de ce cadre, associée à des réductions de coûts pour les carburants, comblera l’écart de coûts pour l’hydrogène, l’ammoniac et le méthane, et laissera un faible écart de coûts pour le méthanol d’ici 2030.

Production d’hydrogène à grande échelle

La production d’hydrogène à grande échelle nécessite une amélioration substantielle de la technologie de l’électrolyse et l’accès à des sources d’énergie renouvelables considérables. Actuellement, l’hydrogène est majoritairement produit par des procédés tels que le reformage du méthane à la vapeur, qui émet du dioxyde de carbone (hydrogène gris), à moins que le carbone ne soit capturé et séquestré à long terme (hydrogène bleu).^[25]

Pour produire de l’hydrogène vert, l’électrolyse doit être alimentée par des énergies renouvelables comme l’énergie éolienne, solaire ou hydroélectrique. Toutefois, les niveaux actuels de production d’hydrogène sont bien inférieurs aux volumes requis pour une utilisation marine à grande échelle. Produire suffisamment d’hydrogène pour répondre à la demande prévue nécessiterait un investissement énorme tant dans les infrastructures d’énergie renouvelable que dans la technologie de l’électrolyse, qui est encore nouvelle et coûteuse.^[26] Pour répondre à cette demande, il faudrait accélérer considérablement la capacité des énergies renouvelables et passer à la production d’hydrogène vert à grande échelle.

Capture et séquestration du carbone à grande échelle

L’hydrogène bleu, produit à partir du gaz naturel grâce à la capture et au stockage du carbone, requiert des méthodes de capture du carbone efficaces. Cependant, les méthodes actuelles sont coûteuses et ne sont pas déployées à grande échelle.^[27] Le stockage efficace du carbone capturé nécessite également des sites de stockage en sous-sol sécurisés et une surveillance à long terme pour éviter les fuites.

Demande en électricité renouvelable

La production d’hydrogène vert est gourmande en énergie et nécessite d’importantes quantités d’électricité renouvelable. L’augmentation de la demande d’hydrogène vert entraîne une hausse de la demande de sources d’énergie renouvelables telles que l’énergie éolienne, l’énergie solaire et l’hydroélectricité. Cela suppose une augmentation considérable de la capacité de production d’énergie renouvelable pour répondre à la fois à la production d’hydrogène et aux besoins énergétiques mondiaux croissants.^[28]

La production d’hydrogène vert à grande échelle requiert également d’importants volumes d’eau. La production d’un kilogramme d’hydrogène par électrolyse nécessite environ 25 litres d’eau (9 litres/kilogramme plus 10 à 20 litres supplémentaires pour la purification de l’eau et le refroidissement).^[29] Les stratégies durables de production d’hydrogène devront tenir compte de l’approvisionnement en eau, de son traitement ainsi que de la concurrence avec d’autres usages de l’eau.

Chaîne d’approvisionnement et transport

Étant donné sa faible densité énergétique, l’hydrogène doit être stocké à haute pression ou sous forme liquéfiée pour occuper moins d’espace. Ces deux méthodes de densification nécessitent des systèmes de stockage et de transport spécialisés. Cela signifie qu’il faut de nouveaux pipelines, des navires de transport et des installations de stockage, ce qui représente un coût élevé et requiert des investissements importants. L’infrastructure de stockage et de transport de l’hydrogène, contrairement à celle pour les combustibles fossiles liquides, n’est pas facilement adaptable à partir de l’infrastructure existante, ce qui suppose la mise en place d’une nouvelle chaîne d’approvisionnement. En outre, le transport de l’hydrogène en grandes quantités sur de longues distances nécessitera la mise au point de transporteurs d’hydrogène spécialisés et de systèmes de ravitaillement sécuritaires dans les ports.

Substitution de carburants

Des systèmes de certification et de vérification sont nécessaires pour garantir que l’hydrogène est produit à partir de sources d’énergie renouvelables. Sans mécanisme de vérification indépendant, l’utilisation de l’hydrogène produit à partir de sources fossiles pourrait compromettre les efforts de décarbonation du secteur maritime.^[30] Pour atténuer ce risque, des mécanismes stricts de contrôle, de vérification et de traçabilité devront être mis en place pour garantir que l’hydrogène utilisé dans les carburants marins répond aux normes de durabilité.

Production et utilisation de l’hydrogène au Canada

En 2020, le gouvernement du Canada a publié une Stratégie pour l’hydrogène qui prévoit de recourir à de l’hydrogène à faibles émissions de carbone comme outil pour atteindre la carboneutralité d’ici 2050. Depuis son lancement, environ 80 projets de production d’hydrogène à faibles émissions ont été annoncés au Canada. ^[31] Nombre de ces projets sont encore à l’étude ou en cours de développement. Le secteur de la production d’hydrogène au Canada continue d’évoluer, et il est impossible de savoir combien de projets seront menés à bien. En 2025, le gouvernement canadien a annoncé son intention de faire du Canada une superpuissance énergétique mondiale, tant pour les énergies propres que pour les énergies conventionnelles.

Potentiel de production d’hydrogène

Le Canada dispose d’une importante capacité potentielle de production d’hydrogène. Une carte des installations proposées et existantes présente les principaux projets d’hydrogène vert dans les provinces :

Marché national et mondial

Le Canada a le potentiel de produire de l’hydrogène vert, mais il ne dispose pas encore de l’infrastructure nécessaire pour en produire des quantités importantes ni de la demande pour consommer l’énergie produite.

En 2024, deux tiers (67 %) des Canadiens interrogés par l’Institut Angus Reid estiment qu’il est prioritaire d’utiliser de l’hydrogène vert pour décarboner les industries nationales, notamment le transport maritime. Des groupes de taille similaire affirment que le Canada devrait principalement exporter l’hydrogène qu’il produit (16 %) ou ne pas investir dans l’hydrogène (17 %).^[32]

En mars 2024, le Canada et l’Allemagne ont signé un protocole d’entente qui prévoit un engagement de 600 millions de dollars dans la mise en place d’une chaîne d’approvisionnement en hydrogène vert, à la suite d’une déclaration d’intention conjointe des deux pays concernant la création d’une alliance pour l’hydrogène conclue en 2022.^[33] L’Allemagne a pour objectif d’importer de 50 à 70 % de ses besoins en hydrogène d’ici 2030.^[34] En 2024, l’Association canadienne de l’hydrogène a signé des protocoles d’entente avec Hydrogen Europe et Hydrogen Sweden pour soutenir un effort collectif visant à renforcer la collaboration internationale dans ce domaine et à accélérer le déploiement de l’hydrogène.^{[35, 36]}

Dans la région du Pacifique, Hydrogen Canada Corp. et Korea Southern Power ont signé un protocole d’entente en 2024 pour mettre en place des installations de production et d’exportation d’ammoniac vert, afin de fournir de l’ammoniac au marché sud-coréen.

Projets en cours

Production d’hydrogène vert

Air Liquide – Bécancour (Bécancour, QC) – .Le projet Air Liquide – Bécancour, opérationnel depuis 2021, abrite le plus grand électrolyseur à membrane échangeuse de protons (MEP) au monde, qui peut produire jusqu’à 8,2 tonnes d’hydrogène vert par jour grâce à de l’énergie hydroélectrique renouvelable. En savoir plus.

Projet d’hydrogène vert de Belledune (Belledune, N.-B.) – Le port de Belledune collabore avec Cross River Infrastructure Partners, les Premières Nations de Pabineau et d’Eel River Bar pour mettre sur pied une installation de production d’hydrogène et d’ammoniac verts à grande échelle. Le projet prévoit utiliser 500 mégawatts d’électricité renouvelable pour produire de l’hydrogène et de l’ammoniac verts destinés à la consommation intérieure et à l’exportation. Le projet est actuellement en cours d’élaboration et pourrait être opérationnel d’ici 2027. En savoir plus.

Projet Courant (Baie-Comeau, QC) – Le projet Courant est une installation de production d’ammoniac vert proposée par Hy2gen Canada. L’hydroélectricité servira à produire de l’hydrogène vert, qui sera ensuite converti en ammoniac pour être exporté et utilisé dans l’industrie. Le projet est encore en cours de développement et aucune date de lancement n’a été fixée. En savoir plus

Installation de liquéfaction d’hydrogène HTEC (North Vancouver, C.-B.) – L’installation de liquéfaction d’hydrogène HTEC à North Vancouver, annoncée en 2025, traitera 15 tonnes par jour de sous-produits d’hydrogène qui seront distribués en Colombie-Britannique et en Alberta. Le projet fait partie du programme H2 Gateway, qui comprend des stations de ravitaillement en hydrogène et des camions électriques à pile à combustible. Le projet en est actuellement aux premiers stades de développement et la date de mise en service n’a pas encore été fixée. En savoir plus.

Carrefour énergétique du port Tupper (Hawkesbury, N.-É.) – Deux projets sont en cours dans le parc industriel de Point Tupper, près du port Hawkesbury, en Nouvelle-Écosse. Everwind développe une installation de production d’hydrogène et d’ammoniac verts. Elle utilisera des parcs éoliens nouvellement construits et l’eau du lac Landrie. Bear Head Energy prévoit une installation à grande échelle de production, de stockage et de chargement d’hydrogène et d’ammoniac verts. Les deux projets sont en cours de développement et la décision finale d’investissement devrait être prise en 2025. Pour en savoir plus sur Everwind et Bear Head Energy.

Projet Mauricie (Shawinigan, QC) – Le projet Mauricie, dirigé par TESCanada H2 Inc., vise à produire jusqu’à 70 000 tonnes métriques d’hydrogène vert par an pour soutenir la décarbonation industrielle et le transport lourd au Québec. AtkinsRéalis fournit des services d’ingénierie et de conception pour le projet, qui est actuellement dans la phase de développement. En savoir plus.

Recyclage Carbone Varennes (Varennes, QC) – Le projet Recyclage Carbone Varennes, actuellement en construction, comprendra un système d’électrolyse de 90 mégawatts alimenté par l’hydroélectricité pour produire de l’hydrogène vert sur place. Cet hydrogène servira à convertir les déchets et la biomasse en carburants à faible teneur en carbone, soutenant ainsi les objectifs du Québec en matière d’économie circulaire et de réduction des émissions. Initialement prévue pour 2025, l’exploitation devrait démarrer en 2026. En savoir plus.

Stockage d’hydrogène vert

Windsor Salt Cavern Storage (Altura Power, Plains All American) – Le projet Windsor Salt Cavern Storage, élaboré par Altura Power et Plains All American, vise à créer une installation de stockage d’hydrogène dans des cavernes de sel en Ontario. Annoncé en 2024, il permettra de stocker à grande échelle l’hydrogène produit en période d’offre excédentaire, garantissant ainsi une source d’énergie stable et fiable lorsque la demande est élevée. Le projet est actuellement dans une phase de planification et d’obtention des autorisations réglementaires, et la construction devrait commencer en 2025.

Transport et utilisation de l’hydrogène vert

Atlantic Hydrogen Alliance – L’Atlantic Hydrogen Alliance soutient la mise en place d’une chaîne de valeur dynamique pour l’hydrogène vert afin de permettre la transition vers une économie prospère à faibles émissions de carbone dans le Canada atlantique. En savoir plus.

Initiative du corridor de navigation vert, port de Halifax, N.-É. – L’Administration portuaire de Halifax a reçu un financement qui pourrait atteindre 22,5 millions de dollars de Transports Canada dans le cadre du programme du corridor de navigation écologique afin de préparer le port aux carburants et aux sources d’énergie de l’avenir. Ce financement s’appuie sur des projets existants au port de Halifax, notamment le protocole d’entente signé en 2022 avec le port de Hambourg pour décarboner le corridor de navigation entre les deux ports. En savoir plus

Prototypes d’équipement alimentés à l’hydrogène, port de Montréal, QC – L’exploitant de terminal QSL a reçu des prototypes d’équipement propulsés à l’hydrogène en 2022 afin d’accélérer la décarbonation de l’industrie du transport maritime. En savoir plus

Camions à hydrogène, port de Prince Rupert, C.-B. – Le port de Prince Rupert a annoncé en juin 2024 qu’il ajouterait quatre nouveaux camions lourds à émissions nulles ou faibles à ses opérations. Deux de ces camions seront alimentés à l’hydrogène, un à la batterie électrique et un à la co-combustion hydrogène-diesel. En savoir plus

Chaîne de valeur transatlantique de l’hydrogène, port de Belledune, N.-É. – L’Administration portuaire de Belledune a signé un protocole d’entente avec le port d’Anvers-Bruges pour collaborer à la mise en place d’une chaîne d’approvisionnement en carburants à faibles émissions de carbone et en produits de fabrication écologiques, la priorité étant accordée à l’hydrogène et à ses dérivés. En savoir plus

Conclusion

L’hydrogène et les carburants à base d’hydrogène représentent une voie potentiellement intéressante pour les carburants marins. Toutefois, de nombreux défis restent à relever, notamment en ce qui concerne la mise en place des infrastructures, la réduction des coûts et l’évolution de la réglementation. De nombreux projets liés à l’hydrogène en sont encore aux premiers stades de développement, et il faudra du temps et d’importants investissements avant que l’industrie maritime soit prête à transporter l’hydrogène ou à l’utiliser comme carburant pour les navires.

À propos de Clear Seas

Clear Seas est un organisme canadien sans but lucratif qui fournit de l’information objective afin de permettre au gouvernement, à l’industrie et au grand public de prendre des décisions éclairées sur les questions relatives au transport maritime. Nous nous efforçons de sensibiliser et de susciter la confiance afin que chacun puisse se sentir partie prenante du secteur maritime. Notre vision est celle d’un secteur maritime durable, sûr, dynamique et ouvert à tous, aujourd’hui et pour les générations futures.

En tant que centre de recherche indépendant, Clear Seas fonctionne sans lien de dépendance avec ses bailleurs de fonds. Note programme de recherche est défini à l’interne en fonction des enjeux du moment, examiné par notre comité consultatif de recherche et approuvé par notre conseil d’administration.

Notre conseil d’administration est composé de scientifiques, de dirigeants de collectivités, d’ingénieurs et de cadres de l’industrie possédant des dizaines d’années d’expérience en recherche sur les questions humaines, environnementales et économiques liées à nos océans, à nos côtes et à nos voies navigables.

Le public peut prendre connaissance de nos rapports et de nos conclusions à l’adresse suivante : clearseas.org/fr/

Références [et notes en bas de page]

HYDROGÈNE ET TRANSPORT MARITIME