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I. L’hydrogène : plasticité et modularité – comprendre le regain d’intérêt pour l’hydrogène aujourd’hui

La France et l’Allemagne ont conjointement fait, dans le courant de l’été 2020, des annonces concernant leur stratégie hydrogène. Ces annonces signalent un nouvel horizon pour l’hydrogène. La France a ainsi annoncé un investissement de 7 milliards d’euros avec l’objectif d’une capacité de 6,5 GW d’électrolyseurs installée à horizon 2030^[1]. On rappelle qu’à l’été 2018 le Plan Hulot, pourtant défendu par un ministre très combatif pour les questions environnementales, ne prévoyait que 100 millions d’euros pour déployer l’hydrogène bas carbone dans l’industrie, les mobilités et l’énergie.^[2] Deux ans plus tard, l’échelle d’investissement a changé; de même que l’échelle géographique. L’Allemagne a quant à elle annoncé investir 9 milliards d’euros pour 5 GW installé à la même échéance^[3]. D’autres pays européens comme le Portugal et l’Espagne ont validé des budgets pour l’hydrogène à des niveaux équivalents. Plus globalement, l’Union européenne prévoit que le mix énergétique européen pourra être de 12 à 14% d’origine hydrogène en 2050^[4], contre 2% aujourd’hui. L’« initiative hydrogène » signée par 26 pays européens prévoit à cet horizon une puissance installée de 40 GW sur le continent et 40 GW dans les pays voisins en vue d’exportations vers l’UE.

En comparaison, et pour les néophytes qui voudraient appréhender ce que représentent ces GW installés, rappelons que l’ensemble des centrales de production d’électricité dans l’UE en 2018 totalise une puissance de 1 000 GW. L’Allemagne est la première contributrice avec 229 GW installés, tandis que la France arrive en deuxième position avec 133 GW installés.^[5] Ces investissements ne sont donc pas négligeables dans le paysage énergétique européen et dessine à peu près la place que pourra prendre demain la production d’hydrogène dans le mix énergétique.

L’hydrogène présente deux avantages majeurs pour la politique énergétique européenne, et c’est pourquoi il focalise tant l’attention aujourd’hui. Par son pouvoir énergétique élevé, il ouvre aux énergies renouvelables des usages jusqu’ici réservés aux énergies fossiles : pour la production industrielle et le transport lourd notamment. Il offre aussi à l’Europe une possibilité de conquérir l’indépendance énergétique qu’elle défendait en 1997 à travers le livre blanc sur les énergies renouvelables. Il contribue à diminuer la dépendance de l’Europe vis-à-vis des minerais critiques dans le stockage électrique. Produit grâce à des énergies bas-carbone, il pourrait participer à la décarbonation de l’économie et ainsi donner les moyens à l’Union européenne de respecter ses objectifs de lutte contre le changement climatique. Par sa capacité de stockage d’énergie, il contribuerait à la flexibilité de l’ensemble du système énergétique, à commencer par l’équilibre du système électrique.

Tout d’abord, l’hydrogène est un composé physico-chimique aux propriétés uniques : il s’agit du plus léger des éléments terrestres, mais il possède aussi une densité énergétique très élevée. Ces caractéristiques permettent d’expliquer la plasticité de ce vecteur énergétique et les raisons de sa popularité. L’hydrogène peut par exemple être produit à partir d’électricité : on parle notamment d’électrolyse. Inversement, l’hydrogène, combiné à l’oxygène dans une “pile à combustible” (PAC) peut générer de l’électricité. De plus, l’hydrogène, associé à du dioxyde de carbone (CO2) peut aussi être transformé en méthane de synthèse : on parle alors de méthanation^[6]. Le méthane ainsi produit peut être utilisé, soit directement comme source d’énergie, soit être stocké dans des cavités souterraines en prévision de son utilisation future. L’hydrogène apparaît ainsi à l’interface entre l’électricité et le gaz, en tant que vecteur d’énergie ou moyen de stockage.

Cette plasticité lui confère théoriquement une place de choix dans le mix énergétique de demain. Atteindre la neutralité climat^[7] à horizon 2050 requiert de décarboner les différents secteurs de l’économie ; l’hydrogène, s’il est produit par électrolyse avec une électricité bas-carbone, peut jouer un rôle pivot pour atteindre cet objectif principalement dans les secteurs de l’industrie et des transports. En effet, sa production pour les usages industriels peut être décarbonée. Il peut servir de carburant dans les transports. Il pourrait également à terme être la pièce manquante d’un mix électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables intermittentes, le surplus de production de celles-ci servant à produire de l’hydrogène qui sera ensuite stocké puis réutilisé soit directement dans une PAC, comme moyen de stockage de court-terme, pour produire de l’électricité ou bien indirectement dans le réseau gazier, devenant ainsi un moyen de stockage de moyen terme.

Avec ces trois applications principales, industrielles, pour les transports et l’équilibrage du systéme électrique la production d’un hydrogène bas carbone en Europe pourrait également amener des opportunités d’emplois, qui feront partie des emplois de la transition énergétique et pourraient entrer dans le cadre de la revendiction “un emploi vert pour tous”^[8].

Proposition 1 : Dans le cadre du plan de relance, faire une étude économique portant sur les opportunités d’emplois générés par la structuration d’une filière hydrogène bas-carbone en France.

 

II. Pour un hydrogène vraiment bas-carbone

À l’échelle de l’Union européenne, l’hydrogène est présenté comme l’un des instruments pour arriver à la neutralité climat en 2050, le fer de lance du Pacte Vert européen (“Green Deal”) qui doit encore être pleinement adopté par le Parlement européen. L’hydrogène sert ainsi des objectifs dans trois champs d’application distincts.

1. L’objectif de neutralité climat à horizon 2050 pose la question des technologies à privilégier

Le nouvel objectif affiché de la Commission européenne présidée par Ursula von der Leyen est d’accélérer la transition énergétique en arrivant à la neutralité climat, qui implique la neutralité carbone, à horizon 2050.^[9] Les objectifs de réductions des GES ont ainsi été réhaussés entre la Commission Juncker et la Commission Von der Leyen. Cette intention est donc plus ambitieuse que l’objectif antérieur de réduction des émissions de gaz à effet de serre^[10]. Cet objectif à long terme est complété d’une cible à 2035 de réduction d’au moins 55% des émissions de GES par rapport à leur niveau de 1990. Aussi, cette accélération demande des efforts importants, rapides et transverses aux différents secteurs économiques. Pour Frans Timmermans, le vice-président exécutif pour le Pacte Vert, cela implique notamment de considérer toutes les technologies qui permettent d’atteindre ce but.^[11]

L’hydrogène est assurément une technologie pivot lorsqu’il s’agit d’hydrogène “propre”, c’est-à-dire produit à partir de sources d’énergie décarbonées. Il existe plusieurs manières de produire de l’hydrogène décarboné. On distingue ainsi l’hydrogène vert, produit à partir de sources d’énergie renouvelables^[12] et à ce titre reconnu dans la taxonomie des financements verts européens, de l’hydrogène jaune, produit grâce au nucléaire, qui n’émettent pas de gaz à effet de serre au moment de la production d’électricité^[13]. A contrario on parle d’hydrogène gris lorsqu’il est produit à partir d’énergie fossile et d’hydrogène bleu, quand il est produit à partir de sources fossiles (souvent du gaz naturel), mais dont les émissions de CO2 lors de la transformation sont captées en vue d’être stockées et/ou réutilisées (Carbon Capture Utilization and Storage ou CCUS), permettant de se rapprocher de la neutralité carbone au niveau de la centrale de production d’hydrogène. Cet hydrogène se veut assimilable à un hydrogène décarboné. Le choix entre ces deux ensembles de technologies possibles pose la question de savoir si l’on souhaite subventionner, ou même plus simplement encourager les investissements dans les technologies de CCS/CCU, alors que les mêmes sommes peuvent être utilisées pour amorcer une transition plus nette. En effet, continuer d’utiliser des centrales à charbon, à gaz naturel ou même au fioul, ne règle ni les questions environnementales liées à l’extraction et la production des matières premières (les technologies CCUS actuelles, seulement une vingtaine d’unités dans le monde, ne captent au mieux que 90% du CO2 émis et les fuites seront inévitables ; de plus les risques écologiques perdureront^[14]) ni les questions géopolitiques liées à notre dépendance aux importations d’énergies fossiles et le déséquilibre de la balance commerciale. Par ailleurs, pour que le CCS/CCU soit rentable, il faudrait une augmentation significative du prix du carbone, ce qui rendrait l’hydrogène bas-carbone d’autant plus compétitif.

Considérant l’ensemble des technologies aujourd’hui éligibles permettant de produire sur le papier un hydrogène bas-carbone, le besoin d’une taxonomie se fait sentir, à l’image de ce qui a été fait pour définir ce que sont les énergies vertes. Pour ce faire l’Union européenne pourrait statuer sur un seuil de contenu carbone par unité d’hydrogène pour définir l’hydrogène bas-carbone, ou bien définir les technologies éligibles à la base de la production d’un hydrogène propre. Sur la base de ce seuil, les subventions directes ou indirectes pourraient être accordées, excluant ainsi les moyens de production moins vertueux. Ce faisant, et par cohérence avec la politique de taxation des émissions aux frontières, l’import d’hydrogène ou de produits dérivés utilisant l’hydrogène comme l’ammoniac devrait également être privilégié selon leur contenu équivalent carbone. Plus généralement, et au moyen de cette taxonomie, l’Union européenne doit afficher plus clairement ses ambitions environnementales.

 

Proposition 2 : l’Union européenne doit statuer et donner une définition précise de ce qu’on appelle hydrogène bas-carbone et hydrogène propre. En particulier un seuil de contenu carbone en kg.eq.C02/kgH2 doit être adopté^[15].

Proposition 3 : l’Union européenne doit afficher plus clairement ses ambitions environnementales, et soutenir par ses subventions ou politiques fiscales l’hydrogène vert et jaune plutôt que l’hydrogène bleu.

 

En effet, les solutions de capture et stockage du carbone ne font pas disparaître le carbone, mais permettent simplement de limiter ses effets sur le changement climatique. De plus, ces solutions encouragent la perpétuation d’une industrie qui dégrade l’environnement que ce soit par les forages, la fracturation hydraulique, le torchage ou encore les catastrophes écologiques afférentes comme les marées noires. Par ailleurs, les coûts actuels et futurs de ces mécanismes ne sont pas particulièrement compétitifs avec des solutions davantage décarbonées et déjà existantes^[16], et ne justifient pas qu’on les choisisse sur des arguments économiques.

 

2. L’hydrogène est aujourd’hui encore un contributeur important aux émissions de gaz à effet de serre

L’hydrogène est, en 2020 et depuis au moins les années 1970, un gaz déjà très présent et utilisé pour des usages quasi-exclusivement industriels. Plus de 73 millions de tonnes d’hydrogène sont ainsi consommées chaque année au niveau mondial^[17]. Il sert pour 45% au raffinage du pétrole et pour 45% à l’industrie agricole dans la production d’engrais à base d’ammoniac^[18]. Les 10% restants sont répartis entre l’industrie alimentaire et électronique. La croissance de la population mondiale et de l’utilisation de l’ensemble de ces marchandises au niveau du globe explique que la demande en hydrogène ait été multipliée par trois en quarante ans.

Cet hydrogène, outre qu’il sert au raffinage du pétrole dont l’utilisation n’est pas compatible avec l’objectif affiché de neutralité climat au niveau européen, vient surtout de ses modes de production. En effet, 96% de l’hydrogène aujourd’hui consommé est produit à partir d’énergie fossile, il est gris : principalement à base de méthane (gaz naturel) pour 76% et de charbon pour 23%^[19]. Moins de 1% de l’hydrogène est produit à partir d’électricité, via de l’électrolyse^[20]. Si bien que, au mieux, si l’électricité utilisée est décarbonée, moins de 1% de la production mondiale d’hydrogène est aujourd’hui décarbonée.

Le paradoxe de l’hydrogène comme vecteur et outil de la décarbonation de l’économie européenne est ainsi qu’aujourd’hui, à l’échelle mondiale, sa production est une activité massivement émettrice de carbone. L’hydrogène participe à ce stade beaucoup plus aux émissions de gaz à effet de serre qu’il ne les réduit. La production d’hydrogène à partir du reformage du méthane, la technique qui constitue les trois quarts de la production d’hydrogène aujourd’hui dans le monde, émet ainsi 10 à 11 kilogrammes de CO2 pour 1 kilogrammes d’hydrogène^[21]. Tout mode de production confondu, l’hydrogène est responsable de 830 millions de tonnes équivalents CO2 par an. C’est l’équivalent des émissions nationales de GES de l’Allemagne (659 millions de tonnes) et de la France (293 millions de tonnes) réunis^[22]. De plus, la quantité d’énergie en gaz naturel et charbon qui est utilisée pour produire l’hydrogène représente plus de 110% de la quantité d’énergie utilisée pour la consommation finale, toutes énergies confondues, de l’Allemagne^[23].

 

III. Les finalités : décarbonation de l’économie et équilibrage du système électrique

1. La décarbonation de l’hydrogène industriel est une priorité car trop d’industries ont recours à un hydrogène carboné et les moyens de substitution sont rares

Si l’hydrogène est produit par l’industrie, nous avons vu qu’il sert aussi plusieurs usages industriels. En raison de sa responsabilité significative dans les émissions de carbone, de sa difficile substituabilité pour de nombreuses applications industrielles et de l’existence de moyens alternatifs et décarbonés pour le produire, la décarbonation de l’hydrogène industriel est une des priorités du Pacte Vert et du plan hydrogène de la Commission européenne.

Il n’est cependant pas facile de comptabiliser exactement la contribution des émissions carbone dues à l’hydrogène dans l’Union européenne. En effet, la consommation directe d’hydrogène en UE est estimée entre 7 et 9 millions de tonnes par an en 2015-2018^[24]. Toutefois, une partie, probablement importante, est également consommée indirectement. Qu’il s’agisse du pétrole, des produits fertilisants, des produits électroniques ou alimentaires, ils arrivent souvent comme produits finis ou semi-finis en Europe. L’hydrogène a donc été consommé dans des pays qui exportent vers l’Union européenne^[25]. Au vu du poids de l’Union européenne dans l’économie mondiale, il est difficile d’imaginer qu’elle représente seulement 10 à 12% de la demande mondiale.

Dans le cadre de l’élaboration de la feuille de route hydrogène de l’Union européenne, le développement d’une comptabilité hydrogène qui couvrirait aussi bien l’hydrogène primaire (par exemple en vue du raffinage du pétrole en Europe par exemple) que transformé (pour les produits de l’industrie agro-alimentaire ensuite exportés vers l’Europe). Cela permettrait d’établir une cartographie de la dépendance de l’UE à l’hydrogène pour l’ensemble des consommations finales. Cette cartographie pourrait être utilisées pour la taxation des imports en fonction de la nature de la production d’hydrogène, vert, jaune, bleu ou gris.

 

Proposition 4 : l’Union européenne doit se doter d’une comptabilité hydrogène au même titre qu’elle développe une comptabilité carbone, en prenant aussi en compte l’hydrogène importé qu’il s’agisse d’un hydrogène primaire ou déjà transformé.

 

L’objectif de l’Union européenne de décarboner près de 100% de l’hydrogène produit sur le territoire participerait à une réduction d’environ 2% des émissions de CO2 (base 2018)^[26]. En plus de cet objectif, l’Union cherche à doubler la consommation finale d’hydrogène en la portant à 16,9 millions de tonnes par an. Sur ce volume, 13,6 Mt, soit 80% de cet hydrogène, seraient consommées par l’industrie^[27].

Les stratégies allemandes et françaises diffèrent en partie sur les moyens d’atteindre ces objectifs. Ainsi, la France, qui dispose de 63 GW de puissance nucléaire installée^[28] et semble encline à installer des nouveaux réacteurs^[29], défend le recours à l’atome pour produire massivement et rapidement de l’hydrogène décarboné. D’autant plus que, selon la méthode avec laquelle on calcule le coût de production de l’hydrogène^[30], certaines entreprises ayant une expertise sur le sujet, comme RTE,^[31] prévoient qu’il est moins coûteux de produire de l’hydrogène avec une électricité fournie continûment en base (dans le cas de la France, avec du nucléaire), car les coûts fixes de l’électrolyse sont alors minimaux. L’Allemagne, qui a pour objectif de sortir du nucléaire en 2022, mise par conséquent davantage sur de l’hydrogène produit par des centrales éoliennes et solaires. Surtout, elle devra recourir à des importations pour combler sa demande intérieure (à l’inverse de la France qui prévoit d’être autosuffisante sur ce sujet). En effet, pour bénéficier d’un hydrogène à un prix compétitif, et aussi pallier le problème de la disponibilité foncière que posent, à terme, les unités de générations solaires et éoliennes onshore, ainsi que l’acceptabilité par la population de l’implantation de ces moyens de production sur leur territoire, la première économie d’Europe semble avoir choisi de faire produire une partie de cette ressource par des pays voisins de l’UE, comme le Maroc^[32]. Ainsi, avec les choix sur les modes de production de l’hydrogène de demain en Europe, se posent les questions de savoir de quelle indépendance énergétique on dispose, et dans quelles technologies l’on souhaite investir pour atteindre les objectifs fixés.

Aujourd’hui, les moyens prévus pour arriver à ces objectifs sont répartis en deux sources. Tout d’abord, le plan 2×40 GW H2 d’ici 2030 prévoit d’installer une capacité de 40 GW d’électrolyseurs^[33] en Union européenne et 40 GW d’électrolyseurs dans des pays voisins et exportateurs vers l’UE. 30 GW au Maghreb et 10 GW en Ukraine sont d’ores et déjà pré-identifiés. Ces installations apporteraient chacune environ 4 millions de tonnes d’hydrogène, soit 8 millions en tout. Pour faire fonctionner une installation de 40 GW d’électrolyseurs qui ne serait alimentée qu’avec des nouvelles énergies renouvelables, il faudrait ajouter une capacité d’environ 80 GW de puissance de type solaire, éolien onshore et offshore, soit près de 160 GW en tout pour le plan 2×40 GW. Le coût estimé de l’installation d’une puissance de 80 GW en vue d’alimenter des électrolyseurs étant de 80 à 90 milliards d’euros, le coût total direct et indirect d’investissement propre aux électrolyseurs s’élèverait ainsi à 180 milliards d’euros (compter environ 100 milliards pour 40 GW d’électrolyseurs, soit 2,5 milliards par GW).^[34]

Le recours à des pays partenaires pour réaliser notre propre politique énergétique et environnementale pose la question de la vassalisation de ces pays au destin de l’UE. En outre, même si la production et l’exportation d’hydrogène depuis le Maroc vers l’UE, par exemple, peut être bénéfique au Maroc pour les revenus que cette activité générera, elle dessine également le manque d’autonomie de l’UE à réaliser ses propres objectifs. Le recours à un hydrogène bas carbone devrait au contraire définir un horizon avec plus de souveraineté pour l’UE pour sa politique énergétique et industrielle. Si le coût social, territorial ou économique d’une production 100% européenne est trop élevé, cela signifie peut-être qu’une stratégie vers plus de sobriété et un moindre recours à l’hydrogène devrait être étudiée. Le principe qui devrait guider la politique européenne est que ce que l’on ne peut ou ne veut pas faire chez nous, il n’est pas juste de l’imposer à nos partenaires économiques. Une raison supplémentaire pour ne pas le faire est que les projets de production d’hydrogène sur des territoires étrangers pourraient à terme, même si l’hydrogène ne dépasse pas 5% de la production énergétique mondiale en 2050, poser des questions similaires à celles soulevées par l’extraction des minerais dans de nombreux pays du monde. Cela peut avoir des conséquences sur l’environnement (cf. le scandale de l’extraction de bauxite en Guinée ensuite transformé en aluminium dans d’autres pays) mais aussi sur les populations locales si ces projets impliquent des déplacements de population ou la confiscation d’un espace agricole ou pastoral.

 

Proposition 5 : Développer une feuille de route hydrogène avec un scénario 100% bas carbone et 100% produit sur les territoires de l’UE et en évaluer les coûts économiques et sociaux.

 

L’autre moitié de la production d’hydrogène en Europe, soit environ 9 millions de tonnes par an, est prévue à partir de sources fossiles qui utilisent des technologies de capture et séquestration du carbone, permettant à l’heure actuelle et théoriquement capter 90 des émissions de GES sur le site industriel où elles sont émises. La majeure partie de cette production, 8 millions de tonnes, se ferait à partir de méthane (la technique de production la plus répandue de nos jours), appelée le vaporeformage du méthane^[35]. Une dernière partie de la production, 1 million de tonnes, se ferait à partir de la méthode de gazéification du charbon, la deuxième méthode la plus utilisée actuellement au monde pour produire de l’hydrogène. Les coûts estimés à l’ajout de modules CCS performants dans le cas de la production d’hydrogène à partir de méthane sont “seulement” de 20 milliards d’euros, car les unités méthanières existent déjà. Des projets additionnels prévoyant l’investissement dans des nouvelles centrales utilisant du charbon pour produire de l’hydrogène bleu, par gazéification puis capture et stockage des émissions carbone, sont prévus dans les pays comme la Pologne, la Roumanie, la Bulgarie et la Hongrie. Les coûts estimés propres à ces constructions de nouvelles centrales utilisant du charbon pour produire de l’hydrogène sont évalués à 12 milliards d’euros. Ces investissements semblent aller à l’encontre des ambitions environnementales affichées par l’Union européenne^[36].

Au final, la facture d’investissement pour produire 16,9 millions de tonnes d’hydrogène par an à partir de 2030 à partir de sources essentiellement décarbonées (50% renouvelables, 50% avec des technologies de capture et stockage du carbone) s’élève à 220 milliards d’euros sur dix ans, soit un peu plus que le montant alloué au fonds de transition juste, mais chaque année^[37]. Pour rappel, le fonds de transition récemment débloqué par l’Union européenne du fait de la crise sans précédent du Covid-19 prévoit seulement 17,5 milliards d’euros, censées permettre d’accélérer la transition écologique de manière juste dans les régions de l’Union les plus touchées par la crise^{[38] [39]}. Ainsi, les montants d’investissement en jeu semblent particulièrement importants. Bien qu’on comprenne qu’ils permettent de décarboner une partie de l’activité industrielle où il existe peu de moyens de substitution, une question de fond est de savoir si une alternative plus écologique ne serait pas un meilleur choix d’investissement pour les générations futures ? En effet, cet hydrogène décarboné permettra de décarboner en partie l’industrie pétrochimique, l’industrie agro-alimentaire et l’industrie électronique, alors pourquoi ne pas réfléchir à des investissements qui permettraient de nous rendre moins dépendants de ces industries? Ainsi, à en croire la stratégie “Net Zero” en 2050 de l’Union européenne, nous utiliserons beaucoup moins de produits pétrochimiques type essence et diesel pour nous déplacer à cette échéance, le besoin en hydrogène pour l’industrie pétrochimique va mécaniquement baisser. De même, l’agriculture locale et raisonnée prend de plus en plus de place dans la vie des européens, même si cela concerne surtout les européens suffisamment fortunés. Le développement à grande échelle des circuits courts, l’accompagnement des agriculteurs qui s’engagent dans cette voie, pourrait être un investissement qui réduit à long terme la dépendance de l’industrie agro-alimentaire à l’hydrogène. En d’autres termes, l’Union européenne ne pas d’un côté s’engager dans la voie d’émissions carbone nettes à zéro en 2050 et faire comme si, à cette échéance, les besoins des européens seront les mêmes.

2. Les véhicules à hydrogène sont des véhicules électriques et peuvent être une solution pour décarboner les transports surtout pour les véhicules lourds

Les transports, en France comme en Allemagne, qu’ils soient routiers, ferroviaires, aéroportuaires ou portuaires, reposent encore à plus de 92% sur les produits pétroliers. Les biofuels occupent la deuxième place, très loin derrière, pour 7% en France et 6% en Allemagne. L’électricité représente moins de 1% de la consommation finale des transports en France et 2% en Allemagne^[40]. Par ailleurs, que ce soit en France, en Allemagne ou à l’échelle de l’Union européenne, le pétrole occupe la première place comme source d’énergie pour la consommation finale, soit peu ou prou 40%. Il arrive devant l’électricité (qui représente en moyenne 2%), et le gaz naturel (en moyenne 20%).

Les transports reposent encore très largement sur les énergies fossiles et sont ainsi responsables de près de 45% des émissions GES au niveau européen^[41] (voir à ce sujet la note sur la décarbonation des transports de l’Institut Rousseau^[42]). Le rehaussement des objectifs de la Commission européenne, qui demande pour 2030 une diminution de 55% des émissions de GES par rapport à leur niveau de 1990 (contre 40% sous la Commission Juncker, car les objectifs intermédiaires avaient été dépassés) nécessite d’inclure les solutions à hydrogène dans les transports pour utiliser l’ensemble des leviers disponibles. Les transports routiers sont particulièrement ciblés par la politique énergétique européenne car ils sont responsables de 73% de la consommation finale énergétique du secteur^[43]. L’électrification des transports est considérée comme l’une des voies les plus prometteuses pour décarboner le secteur, et ce pour deux raisons principales : l’équation économique rend le moteur électrique de plus en plus compétitif face au moteur thermique (baisse du prix des batteries, aides à l’achat, taxes carbone…), et il est possible de générer de l’électricité très faiblement carbonée.

L’hydrogène dans les transports peut accompagner et étendre le développement des véhicules électriques. En effet, on distingue aujourd’hui trois catégories de véhicules électriques : les véhicules hybrides, qui fonctionnent pour partie avec un moteur à combustion thermique et pour partie avec un moteur électrique alimenté sur batterie (rechargeable ou non) et les véhicules qui fonctionnent exclusivement avec moteur électrique, soit sur batterie chimique soit sur pile à combustible^[44]. Les véhicules à hydrogène fonctionnent sur le dernier modèle : le combustible hydrogène est combiné à de l’oxygène au sein d’une pile à combustible. La réaction électrolytique qui se produit génère un courant électrique qui permet de faire tourner le moteur du véhicule, et ne rejette que… de l’eau. Il n’y a pas besoin de batteries chimiques et potentiellement gourmandes en métaux rares, mais simplement de réserves d’hydrogène et d’oxygène.

Toutefois, les véhicules à hydrogène ne concurrencent pas la gamme des véhicules électriques sur batterie mais la complètent. Le contenu énergétique de l’hydrogène garantit en effet une autonomie kilométrique du véhicule plus grande que les batteries chimiques de type Lithium-ion actuelles. De plus, l’hydrogène permet une recharge rapide du véhicule, comparable au temps pris pour un plein d’essence, ce qui le différencie des véhicules électriques sur batterie où le temps de recharge sur une prise à la maison est de 8 heures en moyenne (bien que les progrès techniques en la matière diminuent tendanciellement ce temps de charge). C’est pourquoi dans la stratégie hydrogène française, l’hydrogène est avant tout considéré comme un combustible de remplacement du pétrole pour les véhicules lourds, notamment les camions et les bus, ou bien les flottes de véhicules que sont les taxis, dont le métier est le déplacement et qui peuvent être amenés à parcourir de nombreux kilomètres en une journée, avec des possibilités limitées de pause^[45]. L’Allemagne semble quant à elle intégrer davantage et dès le départ les véhicules légers (voitures particulières, deux roues et véhicules utilitaires légers) comme de bons candidats pour l’utilisation de l’hydrogène^[46].

Les avantages de l’hydrogène résident surtout dans son contenu énergétique, trois fois supérieur à celui du pétrole par kilogramme^[47]. De plus, son couplage avec un moteur électrique, dont le rendement kilométrique est plus de trois fois supérieur à celui d’un moteur thermique, démultiplie encore les performances énergétiques du véhicule hydrogène par rapport au véhicule thermique^[48]. Toutefois, la conservation de l’hydrogène à bord d’un véhicule nécessite de comprimer le gaz à 700 bars, dans un réservoir qui pèse, à technologie actuelle, entre 120 et 130 kg. La pile à combustible pèse, elle, 100 kg^[49]. Ce poids ajouté au véhicule ainsi que le rendement de la pile à combustible de 50 à 70% fait perdre en partie à l’hydrogène son avance face au pétrole en termes de rendement énergétique. Il faut ainsi entre 1 et 1,2 kg d’hydrogène pour parcourir 100 km^[50], contre 6 à 7 litres d’essence pour les véhicules légers, soit de 4,5 à 5,3 kg d’essence^[51].

À l’heure actuelle, le manque de compétitivité de l’hydrogène reste le principal problème, le manque d’infrastructures et le coût de développement de celles-ci renchérissant aussi l’équation économique globale. Le prix de l’hydrogène à la pompe est en 2020 de 10-12 €/kg (Air Liquide, 2020), contre 1,50 €/litre (soit 1,13 €/kg) pour de l’essence. Si bien qu’il faut dépenser actuellement de 10 à 14 euros pour parcourir 100 km avec un véhicule hydrogène, contre 9 à 11 euros avec un véhicule thermique. Toutefois, les prévisions indiquent que le prix à la pompe pourrait être divisé par 4 à 5 et atteindre 2-3 €/kg en 2050 (là où les hydrocarbures vont se renchérir drastiquement, ne serait-ce qu’avec l’augmentation tendancielle des taxes carbone)^{[52] [53]}. À titre de comparaison, le coût du déplacement avec des véhicules électriques sur batterie est de 4-5 € les 100 km^[54], soit deux à trois fois moins que les véhicules à hydrogène.

Citons également, sans entrer dans les détails techniques, le potentiel de l’hydrogène pour certains segments de mobilité non cités ici. Bien que les trains roulant au diesel représentent une petite fraction des émissions carbone liées au transport en UE, il y a la possibilité technique que ce type de flotte soit remplacée par des trains à hydrogène^[55]. De même, les transporteurs maritime explorent sérieusement la possibilité de faire naviguer certains bateaux à l’hydrogène bas-carbone^[56]. Enfin, même si cela semble techniquement assez lointain, certains constructeurs d’avions ont déclaré faire des investissements en R&D en préparation de l’avion à hydrogène^[57]. C’est bien l’ensemble du secteur des transports qui se positionne sur l’hydrogène aujourd’hui.

Les ambitions de l’Union européenne en matière d’hydrogène pour la mobilité sont assez limitées, à la hauteur des défis de compétitivité économique qui ont seulement été esquissés ici. Ainsi sur les 16,9 millions de tonnes de consommation finale en hydrogène prévus par le plan européen en 2030^[58], 1,8 million serait consacré à la mobilité. Ils bénéficieraient à 3,7 millions de véhicules légers et 45 000 bus et camions. Sachant qu’il y a 267 millions de véhicules légers en circulation dans l’UE-27 et 769 000 bus (2018),^[59] cela représente un peu plus de un pourcent des véhicules au total. Afin d’accélérer le rythme de la transition, une fiscalité incitative permettant de transformer les flottes de véhicules lourds à essence par des véhicules lourds à hydrogène devrait être débattue. En ce qui concerne l’opportunité de passer à des véhicules légers à hydrogène, connaître l’empreinte environnementale globale de ces derniers semble judicieux pour identifier quel type de véhicule est le moins polluant pour une adoption massive par les particuliers.

Les investissements pour rendre cela possible sont multiples. Ils comprennent des investissements pour le transport de l’hydrogène liquide ou gazeux et à haute pression, des usines de liquéfaction de l’hydrogène ainsi que les stations de stockage de l’hydrogène. Pour servir les objectifs énoncés plus hauts, le besoin en investissement est estimé à 40 milliards d’euros^[60].

 

Proposition 6 : Mettre en place une fiscalité hydrogène incitative pour transformer les flottes type camions, bus ou taxis avec des véhicules à hydrogène, tant que l’achat du véhicule et/ou le carburant reste plus cher que leur équivalent à essence.

Proposition 7 : Faire une évaluation économique et environnementale complète du véhicule léger à hydrogène, c’est-à-dire avec une analyse en cycle de vie, le contenu carbone du véhicule et du carburant, et l’empreinte environnementale de ses composants.

 

3. L’hydrogène servira d’autant plus à l’équilibrage du système électrique que les sources renouvelables variables y prendront une part importante

L’électricité représente en 2018 dans l’Union européenne 23% de la consommation finale en énergie. Ces chiffres sont légèrement plus élevés en France (27%) et moins élevés en Allemagne (20%)^[61]. La part de l’électricité dans la demande finale va augmenter d’ici 2030 et plus encore d’ici 2050 car, comme évoqué précédemment, de plus en plus d’usages peuvent être électrifiés et parce qu’il est possible de produire de l’électricité décarbonée et à prix raisonnable. Comme l’indique la Stratégie Nationale Bas Carbone (SNBC), la France estime que la hausse de consommation d’électricité à horizon 2050 sera liée majoritairement à l’électrification du transport, à certains processus industriels, ainsi qu’à la production d’hydrogène.

La composition de la génération d’électricité va elle aussi être amenée à se modifier substantiellement. Pour rappel, les différents moyens de production d’électricité sont le nucléaire, le renouvelable pilotable (hydraulique, biogaz), le renouvelable variable (solaire et éolien) et le fossile pilotable (charbon, fioul et gaz). En France, les énergies renouvelables représentent 40% de la capacité installée et 22% de la production d’électricité^[62]; en Allemagne, elles représentent 50% de la capacité installée et 36% de la production d’électricité ^[63]. Les gouvernement français et allemand prévoient que leur mix électrique respectif intègre davantage de sources renouvelables. Ainsi, en France, l’objectif 2028 fixé par la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit un doublement de la capacité installée renouvelable (par rapport à 2020). Sachant que l’hydraulique restera peu ou prou à sa capacité actuelle, cela signifie passer de 27 GW de renouvelable variable à près de 75 GW, soit un triplement en huit ans^[64]. En Allemagne, la sortie programmée du nucléaire pour 2022 et du charbon pour 2038^[65] va laisser une place importante aux sources renouvelables. L’objectif actuel de 65% d’électricité produite à partir de sources renouvelables en Allemagne en 2030 a de fortes chances d’être relevé à 75% au regard des récentes déclarations de la ministre de la transition énergétique allemande Svenja Schulze^[66]. La part de l’hydroélectricité en Allemagne étant faible, cela veut dire que près de 70% de l’électricité sera produite à partir de sources renouvelables variables comme l’éolien et le solaire.

Dans tous les cas, ces chiffres montrent que les sources renouvelables variables prendront une place significative et parfois prédominante dans la génération d’électricité du continent européen, et ce à un horizon aussi rapproché que 2030. Cette variabilité devra donc être compensée, afin de garantir la bonne sécurité d’approvisionnement du système électrique qui est un pilier de la politique énergétique européenne^[67]. Les opérateurs de réseaux tels que RTE ou Tennet pourront pour cela s’appuyer sur au moins trois mécanismes:

• des mécanismes de “réponse à demande”, où la demande est capable de s’adapter à l’offre dans les périodes critiques (pilotage de la demande, effacements, smart grids);
• une intégration toujours plus approfondie des réseaux européens pour compenser les sous-productions locales avec des sur-productions ENR d’autres lieux (interconnections);
• une capacité de stockage accrue.

C’est dans ce dernier point que l’hydrogène peut avoir un rôle à jouer, en complément des stations de transfert d’énergie par pompage (ou STEP) qui sont à ce jour les moyens de stockage de l’électricité les plus déployés en France (5 GW) et en Allemagne (6,6 GW)^{[68] [69]}. L’hydrogène peut être une source de stockage de deux manières:

• dans le scénario dit “Power-to-Hydrogen-to-Power”, où le surplus d’électricité variable peut générer de l’hydrogène par électrolyse, lequel peut ensuite être reconverti en électricité quand la demande est plus forte que l’offre. Le rendement énergétique global de cette chaîne est alors de 40% en moyenne^[70];
• dans le scénario dit “Power-to-Hydrogen-to-Gas”, où l’hydrogène produit par électrolyse peut ensuite être transformé en méthane (via l’adjonction de CO2). Le rendement énergétique global de cette chaîne est alors de 35% en moyenne.

 

Dans la plupart des scénarios, la capacité de stockage ou d’équivalent stockage prévue pour un système électrique fortement alimenté par des sources d’énergie renouvelable pourrait être de l’ordre de 2 à 4% de la puissance installée (ou de la production)^[71]. Ainsi, la feuille de route européenne pour l’hydrogène prévoit de consacrer 1,5 million de tonnes sur les 16,9 Mt de demande finale en hydrogène en UE pour l’équilibrage du système électrique. Le coût d’investissement estimé qui comprend les piles à combustible et l’éventuel renforcement d’unités de méthanation est estimé à 5 milliards d’euros^[72].

L’intégration de l’hydrogène aux chaînes énergétiques type électricité ou gaz naturel rappelle que les projets énergétiques, particulièrement ceux qui permettent de garantir la sécurité d’approvisionnement, ou de répondre à des pics de demande, ont une valeur difficilement appréciable par le marché, car ils fournissent un bien commun.

 

Proposition 8 : Renforcer le pouvoir des instances de régulation nationale pour leur permettre d’évaluer le niveau des subventions des projets à hydrogène dans le cadre de l’apport de ces projets à la sécurité d’approvisionnement du système électrique et gazier dans son ensemble, et non pas pour l’apport marginal du projet au système.

 

Conclusion :

L’hydrogène bas carbone est un outil utile au service de la transition énergétique. Il ne doit pas cacher l’essentiel qui est de réduire notre empreinte environnementale tout court.

L’hydrogène va certainement participer à la transformation énergétique de l’Europe d’ici à 2050 et au-delà. Le paysage énergétique de l’Europe a de fortes chances de se transformer d’ici cet horizon si les ambitions des instances dirigeantes de l’Union sont réalisées. Ainsi, rappelons que la consommation finale d’énergie en Europe repose encore à 37% sur le pétrole, principalement pour les transports, et que la puissance électrique installée est à plus de 40% basée sur des énergies fossiles^[73]. L’Europe des 27 émet directement environ 10% des émissions de CO2 mondiales^[74]. Dans ces conditions, toute avancée technologique qui participe à la transition énergétique bas carbone est à considérer avec attention, c’est-à-dire en prenant en compte l’intégralité des coûts et des bénéfices dans une analyse sur le cycle de vie complet de la technologie.
Par sa plasticité à l’égard de deux sources majeures d’énergie, l’électricité et le gaz, ainsi que son potentiel économique qui peut renforcer sa compétitivité, si des progrès sur la courbe d’apprentissage sont réalisés, l’hydrogène décarboné est un outil à ne pas négliger pour la transition. Les exemples de la France et de l’Allemagne, deux pays amis dans l’aventure européenne, mais néanmoins rivaux pour une partie de leur modèle économique, montrent que les trajectoires de développement de l’hydrogène accompagneront des combats commerciaux déjà bien enclenchés. Ainsi, le nucléaire français pourrait contribuer à produire une partie de l’hydrogène qui sera consommé en Europe; tandis que l’industrie allemande pourrait largement bénéficier de l’hydrogène européen pour se décarboner. L’hydrogène pourrait aussi être une pièce du puzzle de la stratégie commerciale des deux premières puissances européennes, en réduisant notamment notre dépendance aux importations d’hydrocarbures, qui grèvent notre balance commerciale nationale d’environ 70 milliards € par an.

L’hydrogène est un outil qui prend sa place dans une stratégie industrielle et commerciale et qui peut répondre à des enjeux sérieux. Néanmoins, la véritable question sous-jacente reste celle de l’étendue de la reconfiguration de nos modes de vie. La sobriété énergétique, l’efficacité énergétique, la réorganisation spatiale des villes et des campagnes et les chaînes courtes d’approvisionnement sont des questions qui répondent autant, sinon plus, à une moindre empreinte de l’homme sur le reste du vivant dans lequel il s’inscrit. C’est aussi sur ces enjeux que l’Union européenne doit prendre la mesure et légiférer, à taille humaine.

En définitive, de l’hydrogène oui s’il est vert ou jaune et produit en Europe et offre une substitution à un usage aujourd’hui carboné et ayant un impact environnemental moins vertueux. Le véritable combat reste malgré tout celui de la réduction de notre empreinte environnementale tout court.

 

Références :

^[1] https://www.economie.gouv.fr/presentation-strategie-nationale-developpement-hydrogene-decarbone-france#

^[2] Plan Hulot, Ministère de la Transition Energétique

^[3] https://www.dw.com/en/germany-and-hydrogen-9-billion-to-spend-as-strategy-is-revealed/a-53719746

^[4] p.1 https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/hydrogen_strategy.pdf

^[5] EU Energy in Figures, European Commission, Directorate General Energy, 2020

^[6] Le projet Methycentre du CEA est un exemple de centre de méthanation

^[7] La neutralité climat est un concept défendu par la nouvelle Commission von der Leyen. Il est plus large que la seule neutralité carbone car le climat peut être déréglé du fait d’autres déséquilibres physico-chimiques à l’échelle de la Terre que la seule trop forte présence de carbone. Ce vocabulaire semble également plus consensuel, car il permet de ne pas explicitement citer le carbone, et implicitement de ne pas exclure d’emblée les énergies fossiles des mix énergétiques européens.

^[8] l’Institut Rousseau soutient la pétition “un emploi vert pour tous”, accessible ici.

^[9] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_20_1599

^[10] L’objectif de la Commission Juncker était d’atteindre 70% à 80% de réduction de GS en 2050 par rapport au niveau de 1990, Energy Policy Package, European Commission, 2008 et European Energy Roadmap 2050, European Commission, 2012

^[11] IEA Speaker Series with Frans Timmermans, Executive Vice-President, European Commission

^[12] l’électrolyse de l’eau à partir d’électricité renouvelable ou, dans une moindre mesure au vu des capacité de production de biométhane, de vaporeformage de biométhane produit par la méthanisation des biodéchets

^[13] Mais dont le contenu carbone n’est pas nécessairement nul selon que l’on considère l’analyse en cycle de vie des centrales ou bien la seule génération d’électricité

^[14] On pense ici aux risques sismiques générés par la fracturation hydraulique ainsi qu’aux risques pour la biodiversité générés par les marées noires, ou encore aux risques sur la santé des mineurs de charbon.

^[15] Un seuil situé à 3.3 kgCO2/kgH2 permettrait notamment aux technologies hydraulique, solaire, éolienne et nucléaire d’être inclues dans la taxonomie pour produire de l’hydrogène vert.

^[16] RTE calcule que le coût de production de l’hydrogène à partir de l’électricité en base (hors situation de tension) est de 3 €/kgH2; le coût de l’hydrogène gris dépend beaucoup du prix du CO2, pouvant passer de 2 €/kg à 5 €/kg.H2 si le prix de la tonne de CO2 passe de 30 euros à 375 euros (p.10, La transition vers un hydrogène bas carbone, RTE). L’AIE calcule un coût moyen de production d’hydrogène, toute technologie confondue, et compte tenu des incertitudes sur le prix du CO2 de 3 €/kg H2 (Figure 16, p.52, The Future of Hydrogen, IEA)

^[17] IEA, 2018

^[18] L’ammoniac est issu de la réaction de catalyse de l’hydrogène avec de l’azote. L’ammoniac a un contenu massique de 17,5% d’hydrogène. L’ammoniac est utilisé dans les engrais chimiques (fertilisant) car il relâche de l’azote qui aide la croissance des plantes.

^[19] p.37, IEA, The Future of Hydrogen, 2019

^[20] En Union européenne, 4% de l’hydrogène est produit à partir d’électrolyse, source : p.1, note 1, A Hydrogen Strategy for a Climate Neutral Europe, European Commission, 08-Jul-2020

^[21] Fiche pédagogique, production d’hydrogène, Connaissance des énergies

^[22] IEA, data and statistics

^[23] Données de PIB 2017, Banque mondiale

^[24] source AFP, CertifHy

^[25] Pour saisir les enjeux du décalage qui existe entre les émissions carbone produites directement sur le territoire européen et les émissions totales, y compris celle importées, se référer à l’article “Stop à la neutralité carbone en trompe l’oeil”, de Morgane Gonon, sur le site de l’Institut Rousseau en octobre 2020.

^[26] Les émissions de CO2 sont d’environ 4500 Mt en UE-27 en 2018, Eurostat; les émissions de CO2 induites par la production de 7 à 9 Mt d’H2 en Europe sont d’environ 100 Mt

^[27] Hydrogen Roadmap Europe

^[28] RTE, juin 2020

^[29] Déclaration sur le nucléaire français de Emmanuel Macron, le 4 décembre 2020

^[30] Selon que l’on prend le coût du kWh nucléaire actuel, basé sur des réacteurs largement amortis, ou les coûts associés au nouveau nucléaire, type Flamanville II, notamment

^[31] Le coût de la production d’hydrogène à grande échelle dépend beaucoup du mix électrique. Ainsi RTE prévoit, dans le cas d’un mix électrique français encore fortement nucléarisé après 2035, un coût de production de 3 €/kg H2 contre 6,7 €/kg si il est produit à partir de sources intermittentes renouvelables, car les coûts fixes de l’électrolyse sont élevés et s’accommodent mieux d’un ruban électrique en base (src : RTE, la transition vers un hydrogène bas carbone, janv-2020)

^[32] National Hydrogen Strategy : Germany cooperates with Morocco, Fraunhofer, 29 juillet 2020

^[33] La notion de GW ou MW électrolyseurs mérite une certaine attention. En effet, elle fait référence à la puissance installée après production d’hydrogène. C’est le contenu énergétique de l’hydrogène qui est pris comme référence, pas les électrons pour le produire. Le rendement d’un électrolyseur étant de 50 à 70%, 1 GW électrolyseur nécessite 1,4 à 2 GW de puissance électrique installée.

^[34] Hydrogen 2030 ; the blueprint, Hydrogen Europe, 2020

^[35] reformage de méthane à partir de vapeur, ou Steam Methane Reforming en anglais

^[36] Hydrogen Roadmap Europe

^[37] Pour l’heure, et sans doute du fait de la prise de décision “au plus tard en 2023” de la France pour poursuivre l’installation de nouveaux réacteurs nucléaires, le lien entre production d’hydrogène et nucléaire n’apparaît pas clairement

^[38] Accord sur le financement d’une transition énergétique juste dans les régions de l’UE, Parlement européen, 10 décembre 2020

^[39] European Parliament Think Tank

^[40] plus d’information sur ACEA + source : IEA, 2018

^[41] Transport Emissions et Road Transport Emissions, European Commission, 2017

^[42] Faire atterrir le grand déménagement du monde : vers une mobilité post-carbone, Pierre Gilbert, Institut Rousseau

^[43] Final energy consumption in Europe by mode of transport, European Environment Agency, Dec-2019

^[44] Electric vehicles in Europe, McKinsey & Company

^[45] stratégie nationale hydrogène décarboné en France, MTES, sept-2020

^[46] “hydrogen in transport …” p.2, A hydrogen roadmap for energy, Fraunhofer, Oct-2019

^[47] 30 kWh/kg pour l’hydrogène contre 10 kWh/kg pour le pétrole, IFPEN

^[48] le duel batterie-hydrogène pour la motorisation décarbonée du système routier, François Chabannes, Connaissance des Energies, mai-2019

^[49] le coût des piles à combustible reste également très élevé, entre 7000 à 8000 euros. C’est 10 fois plus que le coût des batteries actuelles.

^[50] exemple de voitures Toyota, Honda, Hyundai, BMW

^[51] masse volumique moyenne de l’essence à température et pression normale : 0,755 kg/litre

^[52] le véhicule à hydrogène, IFPEN

^[53] la transition vers un hydrogène bas carbone, RTE, janv-2020

^[54] 0,25 €/kWh à la pompe avec une consommation de 15 à 20 kWh pour 100 km

^[55] annonces de la région Bourgogne Franche-Comté le 5 mars 2021, article Les Echos

^[56] cet article de Reuters indique que cette possibilité est envisagée en premier lieu pour les trajets courtes distances

^[57] par exemple Airbus comme l’indique cet article

^[58] Hydrogen Roadmap Europe

^[59] p.3 et p.5, vehicules in use : Europe 2019, European Automobile Manufacturer Association

^[60] pp.25-26, Hydrogen 2030 : the blueprint, Hydrogen Europe

^[61] EU energy in figures, European Commission, 2020

^[62] RTE, juin 2020

^[63] DG Energy, European Commission, 2020 (chiffres pour 2018)

^[64] p.5 synthèse, programmation pluriannuelle de l’énergie, Ministère de la Transition Écologique et Solidaire, 2019

^[65] loi du 3 juillet 2020 votée, prévoit la sortie complète du charbon dans la production d’électricité allemande en 2038

^[66] déclaration du 16 octobre 2020 de Mme la Ministre fédérale Svenja Schulze, Clean Energy Wire

^[67] se reporter aux directives définies par la Commission Européenne sur le sujet

^[68] hydroélectricité : STEP, Connaissance des Energies, 2013

^[69] p.16, 2050 : 100% renewable electricity target, Umwelt Bundesamt Deutschland, 2010

^[70] p.17, Table-3, 2050 : 100% renewable electricity targe, Umwelt Bundesamt Deutschland, 2010

^[71] cf. par exemple slide 11, une électricité 100% renouvelable est-elle possible en France à horizon 2050 et, si oui, à quels coûts ?, Philippe Quirion, Behrang Shirizadeh, Quentin Perrier, 2020

^[72] p.27, Hydrogen 2030 : the Blueprint, Hydrogen Europe

^[73] DG Energy, European Commission, 2020 (chiffres pour 2018)

^[74] 49 Gt émises dans le monde, IPCC, 2014 et 4,5 Gt en UE-27, Eurostat, 2018