L’hydrogène n’est pas la réponse : 0,7 à 1,5 milliard de tonnes de CO2 en feraient une responsabilité climatique – CleanTechnica

Hydrogen Isn’t The Answer: 0.7-1.5 Billion Tons CO2e Would Make It A Climate Liability – CleanTechnica

L’hydrogène est souvent présenté comme la solution énergétique propre capable de décarboner les secteurs les plus délicats, notamment l’industrie lourde, l’aviation, le transport maritime et le camionnage long-courrier. Pourtant, de plus en plus de preuves montrent clairement qu’une économie de l’hydrogène, à grande échelle, entraînerait un revers majeur pour les objectifs climatiques mondiaux plutôt que de contribuer à leur réalisation. Les chiffres les plus récents suggèrent entre 726 millions et près de 1,5 milliard de tonnes d’émissions d’équivalent CO2 chaque année.

Hydrogen is often presented as the clean-energy solution capable of decarbonizing the trickiest sectors, including heavy industry, aviation, maritime shipping, and long-haul trucking. Yet, a growing body of evidence makes it clear that a hydrogen economy, at scale, would deliver a major setback to global climate goals rather than helping achieve them. The most recent numbers suggest between 726 million and nearly 1.5 billion tons of CO2-equivalent emissions every year.

J’aurais aimé inventer cela, mais l’UE a financé un projet appelé HYDRA qui semble être un homologue peut-être moins maléfique de la domination mondiale de l’univers Marvel qui complote une organisation Hydra maléfique. Cet HYDRA réel, abréviation de Hydrogen Economy Benefits and Risks, est un effort de quatre ans, €4,48 millions, qui vise à cartographier exactement comment les fuites d’hydrogène à chaque étape de la production, du transport, du stockage et de l’utilisation pourraient constituer un problème. menace climatique grave. Tout comme son homonyme de bande dessinée qui fait germer de nombreuses têtes, ce projet comporte de multiples volets : modélisation avancée de l’impact de l’hydrogène sur la chimie atmosphérique et le forçage radiatif, développement d’outils de surveillance de nouvelle génération pour détecter les fuites, évaluations du cycle de vie qui incluent l’eau et les compromis en matière d’utilisation des terres, et des notes d’orientation visant à contrôler le déploiement de l’hydrogène.

I wish I were making this up, but the EU has funded a project called HYDRA that seems like a perhaps less evil counterpart to the Marvel Universe’s world domination plotting evil Hydra organization. This real-world HYDRA, short for Hydrogen Economy Benefits and Risks, is a four-year, €4.48 million effort that aims to map out exactly how hydrogen leaks at every stage of production, transport, storage, and use could add up to a serious climate threat. Just like its comic-book namesake that sprouts many heads, this project has multiple strands: advanced modeling of hydrogen’s impact on atmospheric chemistry and radiative forcing, development of next-generation monitoring tools to sniff out leaks, life-cycle assessments that include water and land use trade-offs, and policy briefs aimed at keeping hydrogen deployment in check.

UN étude évaluée par des pairs par le partenaire du projet HYDRA Politecnico di Torino récemment publié dans le Journal international de l’énergie hydrogène fournit une analyse détaillée des fuites d’hydrogène sur l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement en hydrogène et quantifie leurs impacts climatiques potentiels. Les chiffres présentés donnent à réfléchir : d’ici 2050, les fuites d’hydrogène pourraient atteindre un chiffre stupéfiant de 22 millions de tonnes par an dans des scénarios conservateurs, et jusqu’à 45,3 millions de tonnes par an dans des prévisions plus vastes

A peer-reviewed study by the HYDRA project’s partner Politecnico di Torino recently published in the International Journal of Hydrogen Energy provides a detailed analysis of hydrogen leakages across the entire hydrogen supply chain and quantifies their potential climate impacts. The numbers presented are sobering: by 2050, hydrogen leaks could reach a staggering 22 million tons per year in conservative scenarios, and as much as 45.3 million tons annually in more expansive forecasts

Lorsqu’il est converti aux impacts climatiques à court terme en utilisant le potentiel de réchauffement climatique plus approprié sur 20 ans (PRG20), cela se traduit par entre 726 millions et près de 1,5 milliard de tonnes d’émissions équivalentes de CO2 chaque année. Ces chiffres sont bien trop importants pour être ignorés et érodent considérablement les prétendus avantages climatiques d’une stratégie axée sur l’hydrogène.

When converted to short-term climate impacts using the more appropriate Global Warming Potential over 20 years (GWP20), this translates to between 726 million and nearly 1.5 billion tons of CO2-equivalent emissions every year. These numbers are far too large to ignore, and substantially erode the supposed climate benefits of a hydrogen-focused strategy.

Pour le meilleur ou pour le pire, étant donné l’absence d’avenir de l’hydrogène comme vecteur énergétique, la revue a un facteur d’impact de 8,1, ce qui est assez élevé. C’est révélateur du degré de battage médiatique de l’hydrogène. Attendez-vous à ce que le facteur d’impact du journal étroit chute précipitamment à mesure que la bulle du battage médiatique de l’hydrogène continue d’imploser. Certes, des études comme celle-ci mettent un million d’épingles pointues dans la bulle.

For better or worse, given the lack of a future of hydrogen as an energy carrier, the journal has an impact factor of 8.1, which is quite high. That’s indicative of the degree of hydrogen hype. Expect the narrow journal’s impact factor to drop precipitously as the hydrogen hype bubble continues to implode. Certainly studies like this one put a million sharp pins in the bubble.

La raison hydrogène les fuites sont des mensonges si conséquents dans les effets indirects de l’hydrogène sur les gaz à effet de serre. Une fois libéré, l’hydrogène interagit avec les radicaux hydroxyles dans l’atmosphère, ce qui réduit leur disponibilité. Parce que les radicaux hydroxyles jouent un rôle essentiel dans la dégradation du méthane, leur épuisement prolonge la durée de vie du méthane dans l’atmosphère. En outre, l’hydrogène augmente également les concentrations d’ozone troposphérique et contribue à la vapeur d’eau dans la stratosphère, qui ont toutes deux des effets de réchauffement.

The reason hydrogen leakages are so consequential lies in hydrogen’s indirect greenhouse gas effects. Once released, hydrogen interacts with hydroxyl radicals in the atmosphere, which reduces their availability. Because hydroxyl radicals play a critical role in breaking down methane, their depletion extends methane’s lifetime in the atmosphere. In addition, hydrogen also increases concentrations of tropospheric ozone and contributes water vapor to the stratosphere, both of which have warming effects.

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L’étude GWP la plus récente estime le GWP20 de l’hydrogène à environ 33, ce qui signifie qu’une tonne d’hydrogène en fuite a l’effet de réchauffement à court terme de 33 tonnes de CO2. Considérant que le méthane lui-même a un PRG20 élevé d’environ 84, prolonger sa durée de vie amplifie considérablement le risque climatique associé aux fuites d’hydrogène. Le GWP20 de l’hydrogène est en légère baisse par rapport à l’étude de 2023 qui en a trouvé 37, avec la nouvelle approche de modélisation incluant davantage de variables atmosphériques.

The most recent GWP study estimates hydrogen’s GWP20 at around 33, meaning one ton of leaked hydrogen has the short-term warming effect of 33 tons of CO2. Considering that methane itself has a high GWP20 of around 84, extending its lifetime significantly amplifies the climate risk associated with hydrogen leaks. The GWP20 of hydrogen is down slightly from the 2023 study that found 37, with the new modeling approach that included more atmospheric variables

Tableau des taux de fuite de l’étude par auteur

Table of leakage rates from study by author

Selon l’étude Politecnico di Torino, menée par Trapani et ses collègues, les taux de fuite d’hydrogène varient considérablement tout au long de la chaîne d’approvisionnement. Dès la production, l’électrolyse, largement présentée comme la future épine dorsale de l’hydrogène vert, est particulièrement problématique. Les installations d’électrolyse ont des taux de fuite moyens d’environ 4,0 %, bien que les valeurs réelles varient globalement d’un taux négligeable de 0,03 % à un taux inquiétant de 9,2 %.

According to the Politecnico di Torino study, conducted by Trapani and colleagues, hydrogen leakage rates vary widely across the supply chain. Starting at production, electrolysis, widely touted as the future backbone of green hydrogen, is notably problematic. Electrolysis facilities have leakage rates averaging around 4.0%, though real-world values range broadly from a negligible 0.03% to a troubling 9.2%.

Le reformage conventionnel du méthane à la vapeur (SMR) présente des taux de fuite moyens d’environ 0,75 %, tandis que le SMR combiné au captage et au stockage du carbone est similaire à environ 0,73 %. Cette découverte signifie que l’électrolyse, généralement commercialisée comme la voie de production la plus propre, peut en fait introduire des risques climatiques plus importants en raison de ses taux de fuite plus élevés.

Conventional steam methane reforming (SMR) shows average leakage rates of about 0.75%, while SMR combined with carbon capture and storage is similar at about 0.73%. This finding means electrolysis, usually marketed as the cleanest production route, may actually introduce greater climate risks due to its higher leakage rates.

Il ne s’agit d’ailleurs pas de donner l’impression que l’hydrogène noir, gris ou bleu est saint. Entre les fuites de méthane en amont, le glissement du méthane lors de la reformation et la création de CO2 lors de la reformation, l’hydrogène noir et gris présente d’énormes problèmes de gaz à effet de serre. L’hydrogène bleu ne permet généralement de capter que 80 à 90 % des émissions de CO2 lorsque tout fonctionne bien et est surveillé, ce qui est visiblement absent de la plupart des efforts de captage du carbone. Et puis il y a le reste de la chaîne de valeur.

This is not to make black, gray, or blue hydrogen seem saintly, by the way. Between upstream methane leakages, methane slippage during reformation, and CO2 creation during reformation, black and gray hydrogen have massive greenhouse gas problems. Blue hydrogen typically only sees the capture of 80% to 90% of CO2 emissions when everything is working well and being monitored, something conspicuously absent in most carbon capture efforts. And then there’s the rest of the value chain.

Il ne s’agit d’ailleurs pas de donner l’impression que l’hydrogène noir, gris ou bleu est saint. Entre les fuites de méthane en amont, le glissement du méthane lors de la reformation et la création de CO2 lors de la reformation, l’hydrogène noir et gris présente d’énormes problèmes de gaz à effet de serre. L’hydrogène bleu ne permet généralement de capter que 80 à 90 % des émissions de CO2 lorsque tout fonctionne bien et est surveillé, ce qui est visiblement absent de la plupart des efforts de captage du carbone. Et puis il y a le reste de la chaîne de valeur.

This is not to make black, gray, or blue hydrogen seem saintly, by the way. Between upstream methane leakages, methane slippage during reformation, and CO2 creation during reformation, black and gray hydrogen have massive greenhouse gas problems. Blue hydrogen typically only sees the capture of 80% to 90% of CO2 emissions when everything is working well and being monitored, something conspicuously absent in most carbon capture efforts. And then there’s the rest of the value chain.

Les fuites lors de la manipulation et du stockage de l’hydrogène méritent également de sérieuses inquiétudes, notamment dans les processus impliquant de l’hydrogène liquide. La liquéfaction de l’hydrogène est une étape particulièrement gênante, avec des taux de fuite moyens d’environ 4,4 %, avec des extrêmes allant jusqu’à 10 %. En revanche, les systèmes de stockage d’hydrogène comprimé présentent des taux de fuite les plus défavorables, généralement inférieurs à 6,5 %, en fonction de la pression et de la durée de stockage. Malgré cela, ces fuites sont loin d’être négligeables, compte tenu de l’ampleur du stockage de l’hydrogène prévu dans les chaînes d’approvisionnement à grande échelle.

Leakages during hydrogen handling and storage also merit serious concern, especially in processes involving liquid hydrogen. Hydrogen liquefaction is a particularly troublesome step, averaging leakage rates of around 4.4%, with extremes up to 10%. By contrast, compressed hydrogen storage systems exhibit lower worst case leakage rates, typically below 6.5%, depending on pressure and storage duration. Even so, these leakages are far from negligible, given the scale of hydrogen storage anticipated in large-scale supply chains.

Le transport de l’hydrogène, souvent négligé comme point de fuite important, apparaît comme un autre sujet de préoccupation. Les pipelines de transport, épine dorsale proposée pour le transport de l’hydrogène à grande échelle, connaissent des taux de fuite moyens d’environ 1,09 %, bien que ceux-ci puissent varier considérablement, approchant parfois les 5 %. Les pipelines de distribution présentent des caractéristiques similaires, avec une moyenne d’environ 0,83 %. Le transport par camion soulève encore plus de signaux d’alarme, en particulier lors de l’utilisation d’hydrogène liquide, où les fuites sont en moyenne d’environ 5,3 % mais peuvent atteindre 13,2 %. L’hydrogène comprimé transporté par des remorques à tubes fonctionne légèrement mieux mais souffre toujours de fuites d’environ 1,04 % en moyenne. Ces défis logistiques compliquent considérablement les efforts visant à gérer l’hydrogène de manière sûre et efficace à l’échelle requise par de nombreux scénarios mondiaux sur l’hydrogène.

Transportation of hydrogen, often overlooked as a significant leakage point, emerges as another area of concern. Transmission pipelines, the proposed backbone for transporting hydrogen at scale, experience average leakage rates of around 1.09%, although these can vary significantly, occasionally approaching 5%. Distribution pipelines show similar characteristics, averaging about 0.83%. Transport by truck raises even more red flags, especially when using liquid hydrogen, where leakages average around 5.3% but can surge as high as 13.2%. Compressed hydrogen transported by tube trailers performs slightly better but still suffers leakage averaging around 1.04%. These logistical challenges substantially complicate efforts to manage hydrogen safely and effectively at the scale required by many global hydrogen scenarios.

Au stade de l’utilisation finale, les fuites d’hydrogène persistent. Les applications industrielles, qui devraient être les plus grands utilisateurs d’hydrogène, connaissent généralement des taux de fuite en moyenne d’environ 0,36 %, avec une fourchette de 0,2 % à 0,5 %. Bien qu’apparemment petit, le volume d’hydrogène consommé par des industries telles que la sidérurgie et la chimie amplifie l’impact.

At the end-use stage, hydrogen leakages persist. Industrial applications, projected to be the largest users of hydrogen, typically experience leakage rates averaging around 0.36%, with a range of 0.2% to 0.5%. While seemingly small, the sheer volume of hydrogen consumed by industries such as steelmaking and chemicals magnifies the impact.

Plus troublantes sont les opérations de ravitaillement, impliquant notamment des stations d’hydrogène liquide, où les taux de fuite moyens s’élèvent à 6,3 %, atteignant jusqu’à 15 % lors des transferts. Les véhicules à pile à combustible, souvent présentés comme l’avenir du transport routier lourd, ajoutent de nouvelles fuites dues au stockage à bord et aux pertes opérationnelles, avec des taux de fuite typiques compris entre 0,56 % et 2,64 %.

More troubling are refueling operations, particularly involving liquid hydrogen stations, where average leakage rates rise to 6.3%, reaching as high as 15% during transfers. Fuel cell vehicles, often touted as the future of heavy road transport, add further leakage due to onboard storage and operational losses, with typical leakage rates ranging between 0.56% and 2.64%.

En examinant les scénarios globaux de fuite de la chaîne d’approvisionnement en hydrogène issus de l’étude HYDRA, le tableau devient encore plus clair. Actuellement, en 2023, l’industrie mondiale de l’hydrogène fuit environ 1,3 million de tonnes par an, ce qui représente environ 1,3 % de la consommation totale d’hydrogène. D’ici 2030, ce taux de fuite atteindra environ 2,2 %, soit environ 3,2 millions de tonnes.

When examining the overall hydrogen supply chain leakage scenarios from the HYDRA study, the picture becomes even clearer. Currently, in 2023, the global hydrogen industry leaks approximately 1.3 million tons annually, representing roughly 1.3% of total hydrogen consumption. By 2030, this leakage rate increases to about 2.2%, representing around 3.2 million tons

Mais d’ici 2050, alors que l’économie proposée de l’hydrogène évolue considérablement, les chiffres deviennent alarmants. Selon le scénario 2050 de l’Agence internationale de l’énergie, les fuites annuelles d’hydrogène pourraient atteindre environ 22 millions de tonnes, soit environ 5,5 % de l’hydrogène total traité. Les projections du Conseil de l’hydrogène pour 2050 sont encore pires, estimant les fuites à 45,3 millions de tonnes par an, soit 6,9 %. Même le scénario relativement conservateur de l’Agence internationale des énergies renouvelables (IRENA) prévoit des fuites de 24,4 millions de tonnes par an, soit environ 4,7 % de l’hydrogène total traité.

But by 2050, as the proposed hydrogen economy scales dramatically, the numbers become alarmingly high. Under the International Energy Agency’s 2050 scenario, annual hydrogen leakage could rise to about 22 million tons, roughly 5.5% of total hydrogen handled. The Hydrogen Council’s 2050 projections are even worse, estimating leakages at 45.3 million tons per year, or 6.9%. Even the relatively conservative International Renewable Energy Agency (IRENA) scenario forecasts leakage of 24.4 million tons per year, roughly 4.7% of total hydrogen handled.

Je ne suis que quelque peu sans surprise par ces résultats. Les premiers articles sur diverses évaluations I documenté il y a près d’un an j’ai clairement indiqué que l’hydrogène fuyait environ 1 % ou plus sur chaque point de contact des chaînes de valeur, pour une fuite globale de 5 à 10 % selon mon évaluation de l’époque. Ma surprise est que c’est clairement pire que cela, les chaînes de valeur des transports étant particulièrement difficiles à ramener à 10 %, et plus probablement dans la fourchette de 15 à 20 %.

I’m only somewhat unsurprised by these results. The early papers on various assessments I documented almost a year ago made it clear that hydrogen leaks about 1% or more on every touch point of value chains, for 5% to 10% leakage overall in my assessment at the time. My surprise is that it’s clearly worse than that, with transportation value chains especially being hard to bring down to 10%, and more likely in the 15% to 20% range.

La conversion de ces scénarios de fuite de 2050 en impact climatique à court terme à l’aide du GWP20 révèle à quel point ces impacts pourraient être graves. Selon le scénario de l’AIE, 22 millions de tonnes d’hydrogène en fuite équivalent à environ 726 millions de tonnes d’émissions équivalentes CO2 par an. Le scénario IRENA, avec 24,4 millions de tonnes de fuite, produit environ 805 millions de tonnes d’équivalent CO2 par an. Le scénario de l’Hydrogen Council est des plus troublants, avec des fuites de 45,3 millions de tonnes se traduisant par près de 1,5 milliard de tonnes d’émissions équivalentes à CO2 chaque année. Ces chiffres sont suffisamment importants pour représenter des fractions importantes des émissions mondiales actuelles de CO2, environ 38 milliards de tonnes par an, ce qui porte gravement atteinte à la logique climatique qui sous-tend l’utilisation expansive de l’hydrogène.

Converting these 2050 leakage scenarios to short-term climate impact using GWP20 reveals just how severe these impacts could be. Under the IEA’s scenario, 22 million tons of leaked hydrogen equates to approximately 726 million tons of CO2-equivalent emissions per year. The IRENA scenario, with 24.4 million tons leaked, yields around 805 million tons of CO2-equivalent annually. The Hydrogen Council’s scenario is most troubling, with leakage of 45.3 million tons translating into nearly 1.5 billion tons of CO2-equivalent emissions every single year. These numbers are large enough to represent significant fractions of current global CO2 emissions, roughly around 38 billion tons per year, severely undermining the climate rationale bhind expansive hydrogen use.

Compte tenu de l’ampleur de ces fuites, la leçon claire est que l’hydrogène doit être évité autant que possible en tant que vecteur énergétique. Au lieu de cela, l’hydrogène ne devrait être produit que là où il est absolument nécessaire, utilisé immédiatement au point de production et traité tout au long de la chaîne de valeur la plus courte possible. C’est exactement ce qui se passe aujourd’hui, et ce doit être exactement ce qui se passera à l’avenir.

Given the magnitude of these leakages, the clear lesson is that hydrogen should be avoided wherever possible as an energy carrier. Instead, hydrogen should be produced only where it is absolutely required, used immediately at the point of production, and handled through the shortest possible value chain. This is exactly what happens today, and it must be exactly what happens in the future.

Les technologies actuelles de détection de l’hydrogène ont du mal à détecter de manière fiable des concentrations inférieures à 30 parties par million, bien moins sensibles que nécessaire pour détecter les fuites liées au climat. Plutôt que de compter sur des investissements tels que les récents 20 millions de dollars alloués par les États-Unis. Ministère de l’Énergie pour améliorer progressivement les capacités de détection à des niveaux de parties par milliard, la stratégie la plus intelligente consiste simplement à minimiser le rôle de l’hydrogène dans les systèmes énergétiques. Les cadres réglementaires devraient renforcer cette approche en limitant les applications de l’hydrogène strictement aux utilisations essentielles, en exigeant des chaînes d’approvisionnement courtes et simples et en garantissant une consommation locale immédiate.

Current hydrogen sensing technologies struggle to reliably detect concentrations below 30 parts per million, far less sensitive than necessary to detect climate-relevant leaks. Rather than relying on investments such as the recent $20 million allocated by the U.S. Department of Energy to incrementally improve detection capabilities to parts-per-billion levels, the smarter strategy is simply to minimize hydrogen’s role in energy systems. Regulatory frameworks should reinforce this approach by limiting hydrogen applications strictly to essential uses, mandating short and simple supply chains, and ensuring immediate local consumption.

Les preuves fournies par l’étude HYDRA devraient inciter les décideurs politiques et les leaders de l’industrie à réévaluer de manière critique le rôle de l’hydrogène dans les transitions énergétiques. Hydrogène vert[TRADUCTION] ?, malgré son rôle nécessaire pour déplacer l’hydrogène noir et gris dans les processus industriels où il n’y a pas d’alternative, comme l’ammoniac pour les engrais et les explosifs miniers, n’est pas la solution climatique universelle souvent revendiquée.

The evidence provided by the HYDRA study should prompt policymakers and industry leaders to reassess the role of hydrogen in energy transitions critically. Green hydrogen, despite its necessary role to displace black and gray hydrogen in industrial processes where there is no alternative, such as ammonia for fertilizers and mining explosives, is not the universal climate solution often claimed.

La voie vers des solutions énergétiques durables nécessite une évaluation lucide des risques et une communication honnête sur leurs implications. Compte tenu des scénarios de fuite projetés, les décideurs politiques qui envisagent l’hydrogène ont une raison supplémentaire, au-delà des simples multiplicateurs de coûts qu’il apporte à la fabrication de l’énergie et de l’acier, de cesser de le poursuivre et d’orienter leur attention vers l’électrification directe et les processus biologiques.

The road to sustainable energy solutions requires a clear-eyed evaluation of risks and honest communication about their implications. Given the leakage scenarios projected, policy makers considering hydrogen have yet another reason, beyond the sheer cost multipliers it brings to energy and steel making, to stop pursuing it and direct their attention to direct electrification and biological processes.