Énergie
L’autre carburant à hydrogène – Top 5 des actions d’ammoniac vert
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La quête pour remplacer les carburants liquides
Avec le développement de l’éolien et du solaire, leur production variable accroît les besoins de stockage et de flexibilité. Les batteries constituent une possibilité, étudiée dans notre article « L’avenir du stockage d’énergie — Les technologies de batteries à grande échelle ».
Certains usages sont particulièrement difficiles à électrifier, notamment le transport maritime sur de longues distances et le fret aérien.
Dans le transport routier de marchandises, le poids des batteries, les infrastructures de recharge et les capacités industrielles posent des difficultés, surtout sur longue distance. L’électrification avait néanmoins déjà commencé en 2023 : les premiers Tesla (TSLA ) Semi ont été livrés en décembre 2022.
L’essence, le gazole et le kérosène contiennent davantage d’énergie chimique par kilogramme que les batteries. Une comparaison complète doit aussi prendre en compte le rendement de la chaîne de propulsion.
Les carburants liquides de substitution aux produits pétroliers présentent donc un intérêt. Les biocarburants proviennent de biomasse renouvelable et peuvent ressembler aux carburants fossiles, sans avoir tous la même composition ni le même impact environnemental. Nous en parlons dans « Biocarburants issus d’algues : la prochaine révolution énergétique ? ».
Une autre idée consiste à utiliser l’hydrogène comme vecteur énergétique. C’est l’élément le plus abondant de l’univers, mais sa production économique, sa liquéfaction, son transport et son stockage restent difficiles.
L’hydrogène peut être stocké dans un composé chimique, pas seulement sous forme de gaz H2. L’azote, qui représente environ 78 % de l’air, peut se combiner avec lui pour former de l’ammoniac.
L’ammoniac comme vecteur énergétique
Chimie simple
L’ammoniac, NH3, sert à fabriquer des engrais et peut libérer de l’énergie par combustion ou oxydation. La réaction idéale de combustion complète en azote et en eau est :
4NH3 + 3O2 → 2N2 + 6H2O
Cette réaction idéale ne produit pas directement de CO2, comme la combustion d’hydrogène pur. La combustion réelle peut toutefois former des polluants ; l’ammoniac lui-même est toxique et doit être manipulé avec précaution.
L’ammoniac liquide se stocke dans des conditions de température et de pression beaucoup moins extrêmes que l’hydrogène liquide. L’analyse citée donne 3,83 MWh/m³ contre 2,64 MWh/m³, soit environ 45 % d’énergie supplémentaire par unité de volume, et non par kilogramme.
L’analyse du Kleinman Center estime l’énergie nécessaire à la liquéfaction de l’hydrogène à 44,7 % de l’énergie stockée, à une température de −253 °C (−423°F). Avec les hypothèses du modèle, les pertes du stockage saisonnier pouvaient atteindre 79 %. Les résultats dépendent de la durée et de la technique ; un refroidissement actif peut limiter l’évaporation.
Selon la même analyse, l’ammoniac peut être liquéfié en le refroidissant sous −33 °C à pression atmosphérique ou en dépassant 7,5 bar à 20 °C. Le rendement proche de 99 % concerne seulement cette étape, pas toute la chaîne de conversion de l’électricité en carburant puis de récupération de l’énergie.
Infrastructure existante
L’ammoniac est déjà produit en grandes quantités, surtout pour les engrais ainsi que pour les plastiques et les explosifs. Il existe donc des procédés industriels et des chaînes d’approvisionnement. La production conventionnelle dépend cependant fortement de matières premières et d’énergie fossiles. C’est l’un des produits chimiques industriels les plus fabriqués au monde.
Une économie de l’ammoniac à faibles émissions utiliserait surtout de l’ammoniac vert produit avec des énergies renouvelables. Celui-ci se distingue des autres voies de production suivantes :
- Ammoniac gris ou brun : production à partir de matières premières fossiles sans captage du CO2.
- Ammoniac bleu : production fossile avec captage du CO2. L’effet climatique dépend aussi du taux de captage et des fuites de méthane.
- Ammoniac rose : production avec l’énergie nucléaire. Les couleurs ne sont pas utilisées uniformément ; jaune peut aussi désigner d’autres voies.
- Ammoniac turquoise : l’hydrogène issu de la pyrolyse du méthane est transformé en ammoniac. Le carbone solide obtenu peut être stocké ou employé dans des produits adaptés.
L’analyse mentionne environ 5 000 km de conduites d’ammoniac aux États-Unis, contre 490 000 km de gazoducs à haute pression. L’infrastructure existante est utile, mais son extension nécessite des matériaux compatibles et des mesures de sécurité. L’ammoniac n’est pas universellement non corrosif : la compatibilité des matériaux et la corrosion sous contrainte comptent aussi, bien qu’elles diffèrent de la fragilisation par l’hydrogène.
De lourds investissements dans la production et les infrastructures seraient nécessaires. Dans le scénario cité, remplacer la moitié de la consommation mondiale de gaz naturel exigerait environ vingt fois plus de production d’ammoniac. Il s’agit d’illustrer l’échelle de ce scénario, et non de prévoir la production réelle.
Le tableau du Kleinman Center compare plusieurs chaînes de stockage. Pour l’ammoniac, il indique environ 42,5–52,3 % d’énergie récupérée après sept jours et 41,8–51 % après 182 jours. La borne supérieure de 84 % concerne l’hydrogène comprimé, pas l’ammoniac. Ces valeurs décrivent la chaîne modélisée jusqu’à l’énergie de l’hydrogène récupéré, pas nécessairement l’électricité réinjectée dans le réseau.
Les limites de l’ammoniac
La combustion réelle de l’ammoniac peut produire des oxydes d’azote (NOx), de l’ammoniac imbrûlé et du protoxyde d’azote (N2O). Les NOx dégradent la qualité de l’air. Le N2O est un autre gaz : selon la valeur à cent ans utilisée par l’EPA, son potentiel de réchauffement par kilogramme vaut environ 273 fois celui du CO2. Ce chiffre ne s’applique pas à tous les NOx.
Plusieurs réponses techniques sont proposées :
- Brûler de l’ammoniac vert avec un combustible fossile. Cela ne supprime pas automatiquement toutes les émissions.
- Mélanger ammoniac et hydrogène pour faciliter la combustion.
- Décomposer l’ammoniac en azote et en hydrogène à la demande sur le lieu d’utilisation, par exemple dans une station de ravitaillement. Ce procédé s’appelle le craquage.
- Utiliser des systèmes de piles à combustible adaptés pour produire l’électricité d’un moteur, directement à partir d’ammoniac ou après sa conversion en hydrogène.
- Réduire les NOx par traitement des gaz d’échappement. Un exemple est la catalyse de stockage des NOx avec du platine, du palladium ou du rhodium. Toutes les solutions ne nécessitent pas ces métaux : des zéolites au cuivre et des catalyseurs SCR au vanadium sont aussi utilisés. Les coûts et besoins en matériaux dépendent du système.
Un bénéfice climatique nécessite donc de maîtriser les émissions de fabrication ainsi que les NOx, le N2O et les pertes d’ammoniac à l’usage. Il est incorrect de traiter tous les NOx comme un seul gaz à effet de serre ayant le même potentiel de réchauffement.
L’ammoniac comme vecteur d’hydrogène
L’ammoniac peut être à nouveau décomposé en azote et en hydrogène. Il peut donc servir de vecteur d’hydrogène même lorsque la combustion directe n’est pas adaptée.
Dans cette chaîne, l’ammoniac sert au stockage, au transport et à certains usages directs. Après craquage, l’hydrogène peut être purifié et, si nécessaire, comprimé pour une pile à combustible ou un moteur compatible. Ces étapes consomment elles aussi de l’énergie.
Selon la conception et l’application, cette approche peut offrir les avantages suivants :
- Des conditions de liquéfaction moins extrêmes que pour l’hydrogène, avec la possibilité d’utiliser une énergie renouvelable pour la fabrication.
- Utiliser de l’électricité bon marché lorsque le soleil et le vent produisent beaucoup afin de diminuer les coûts de fabrication du combustible.
- Stocker du combustible plusieurs mois peut renforcer la résilience de l’énergie et des transports. En cas de panne électrique, les réserves peuvent soutenir ambulances et chaînes d’approvisionnement, à condition que les installations et la distribution du combustible restent fonctionnelles.
- Conserver les excédents des mois ensoleillés ou venteux pour les périodes de moindre production renouvelable.
Opposer strictement économie de l’ammoniac et économie de l’hydrogène peut donc être trompeur.
Un scénario possible est une combinaison d’ammoniac et d’hydrogène, chaque vecteur étant utilisé là où ses caractéristiques conviennent le mieux :
- L’ammoniac pour transporter le vecteur énergétique, le stocker longtemps et valoriser les excédents électriques temporaires.
- L’hydrogène pour un usage direct, un stockage plus court et certains procédés industriels comme la sidérurgie. Son utilisation dans les moteurs d’avion exige davantage de développement technique.
Les centrales nucléaires pourraient aussi contribuer à réduire les émissions en fournissant une énergie bas-carbone à l’ammoniac rose, parallèlement à l’électrification des transports.
Le chemin vers une économie de l’ammoniac
La date d’une adoption généralisée reste incertaine. Les études présentées en 2023 décrivaient la production verte à grande échelle comme une deuxième génération, éventuellement à partir de 2030. C’était un scénario de développement, pas une date certaine de réussite commerciale.
Une production plus efficace par réduction électrochimique directe était décrite dans ce scénario comme une troisième génération vers la fin des années 2030. La technologie et les électrocatalyseurs adaptés étaient encore en développement.
Source: Science Direct
Les attentes pour l’ammoniac vert étaient élevées. Une prévision de marché de 2023 envisageait une progression d’environ 300 millions de dollars en 2023 à 17,9 milliards en 2030, soit une croissance annuelle composée d’environ 72,9 %. C’était une estimation historique, pas une croissance réalisée ou garantie.
Top 5 des actions d’ammoniac vert
Cette liste se concentre sur les entreprises d’ammoniac vert ou d’hydrogène vert. Mais les leaders actuels de la production d’ammoniac, comme par exemple CF Industries Holdings, Inc. (CF ) (CF) ou Yara International ASA (YAR.OL) sont susceptibles de se tourner vers l’ammoniac vert en temps voulu et pourraient également constituer une option.
1. Aker Horizons ASA (AKH.OL)
En 2023, Aker Horizons était la société d’énergie verte du groupe norvégien Aker. Le groupe était notamment présent dans les renouvelables, le transport maritime et les activités en mer.
Source: Aker
Aker Horizons était une société holding investissant dans les renouvelables, le captage du CO2 et le développement de projets d’hydrogène.
Source: Aker
Elle développait des projets d’hydrogène et d’ammoniac vert, notamment pour réduire les émissions du transport maritime arctique. Le développement ne signifiait pas que toutes les usines prévues produisaient déjà.
Source: Aker
Ce n’était pas une entreprise exclusivement consacrée à l’ammoniac. Son portefeuille couvrait plusieurs étapes, de l’électricité renouvelable à l’hydrogène et à la production prévue d’ammoniac. L’article citait aussi la valorisation énergétique des déchets en France, la biomasse en Allemagne et le captage du CO2 en Arabie saoudite et aux Émirats arabes unis.
La thèse d’investissement de l’article de 2023 était que cette diversité offrait une exposition à plusieurs technologies et régions. La réalisation et le financement des projets restaient déterminants.
2. Plug Power Inc. (PLUG)
Plug Power (PLUG ) travaille sur les piles à combustible et l’hydrogène vert. L’article citait historiquement plus de 40 000 chariots élévateurs équipés de ses piles et un chiffre d’affaires huit fois supérieur à celui de 2013. L’entreprise développait aussi production, logistique et livraison d’hydrogène ainsi que des systèmes électriques à grande échelle.
Source: Plug Power
Dans sa présentation d’octobre 2023, Plug prévoyait que le changement d’échelle ferait passer le coût moyen de l’hydrogène livré d’environ 10 à 4 dollars par kilogramme d’ici 2027. L’article interprétait la hausse prévue des volumes comme un facteur d’environ quatorze. C’étaient des objectifs, pas des résultats atteints.
Source: Plug Power
Plug était déficitaire et investissait dans son expansion. La présentation mentionnait une augmentation de 1 900 % des capacités de fabrication d’équipements depuis 2020, pas une production réelle d’hydrogène multipliée par dix-neuf. Le chiffre d’affaires prévu au second semestre 2023 était d’environ 730 millions de dollars, contre environ 470 millions au premier ; il ne s’agissait pas d’un doublement déjà réalisé. L’Amérique du Nord représentait une part importante des activités et des projets.
Plug présentait l’hydrogène comme carburant de transport et complément possible des véhicules électriques. Sa production aux moments opportuns et son usage dans les piles peuvent apporter de la flexibilité, mais entraînent aussi des pertes énergétiques supplémentaires.
Source: Plug Power
Le développement des usages de l’hydrogène et de l’ammoniac pouvait stimuler la demande de produits Plug. La société se concentrait surtout sur l’hydrogène et les piles, mais sa présentation incluait aussi un projet finlandais en développement avec production d’ammoniac. Il n’était donc pas exact d’exclure tout lien direct avec ce dernier.
L’article considérait la société comme un investissement possible dans l’hydrogène, avec ou sans ammoniac comme vecteur de transport. Les résultats dépendent des coûts de production, de la logistique, du stockage, de la demande et du financement.
3. Ballard Power Systems Inc. (BLDP)
Ballard fabrique également des piles à combustible et compte parmi les pionniers de cette technologie. Son premier autobus à pile à combustible a été présenté en 1993.
En juin 2023, Ballard visait autobus, camions, trains et tramways, navires, machines minières et de chantier et production électrique. Il prévoyait une contribution accrue des camions d’ici 2025 et environ 50–60 % du chiffre d’affaires en Europe, puis 25 % en Amérique du Nord. Il s’agissait de la répartition attendue à l’époque.
Ballard estimait pour 2030 le marché potentiel des piles pour camions à environ 7,5 milliards de dollars, au sein d’un marché total des camions d’environ 195 milliards. L’estimation des piles était presque égale à la somme des autres usages du tableau, pas à toutes les applications mondiales de l’hydrogène.
Source: Ballard
Une grande autonomie et un ravitaillement rapide peuvent intéresser certains transports lourds. Sur les lignes ferroviaires non électrifiées, ces systèmes peuvent éviter la pose de caténaires. Leur pertinence dépend du trajet et des infrastructures d’hydrogène ; il s’agit de ravitaillement, pas de recharge rapide d’une batterie.
Source: Ballard
Un exemple concret était le contrat du 8 décembre 2022 avec Amogy pour fournir initialement trois piles marines FCwave de 200 kW chacune. Le système Amogy décompose l’ammoniac en hydrogène ; les piles PEM ne reçoivent pas directement de l’ammoniac.
L’article voyait les transports lourds comme une possibilité pour Ballard dans une économie de l’hydrogène en expansion. L’évolution dépend des infrastructures, des coûts et des commandes, pas automatiquement du soutien politique.
4. FuelPositive Corporation (NHHHF)
FuelPositive développait le FP300 modulaire en conteneurs pour produire de l’ammoniac vert sur place, d’abord pour l’agriculture. Les caractéristiques citées étaient jusqu’à 300 kg par jour, soit environ 100 tonnes métriques par an, avec un prix de base initial de 950 000 dollars canadiens. Le prix final dépendait de la configuration.
Source: Fuel Positive
L’entreprise prenait l’exemple d’une exploitation de 1 800 acres, environ 728 hectares. Dans sa présentation, une installation solaire d’environ 1 MW avec stockage occupait à titre indicatif 1,5 acre, environ 0,61 hectare. C’était un exemple d’entreprise, pas une garantie que cette surface couvre la production sous tous les climats.
Source: Fuel Positive
FuelPositive estimait les coûts d’exploitation à environ 560 dollars canadiens par tonne, selon le prix de l’électricité. Ce n’était pas le coût complet incluant l’achat de l’installation. La production locale pouvait réduire l’exposition aux fluctuations du marché, sans supprimer tous les risques. L’article évoquait un prix historique de l’ammoniac allant jusqu’à 1 350 dollars par tonne à une certaine période.
Source: BusinessAnalitIQ
L’entreprise était encore à un stade précoce en 2023. Les objectifs de l’assemblée annuelle étaient de formaliser les trente premières commandes et de démarrer une nouvelle usine au début de 2025. Cela ne démontrait pas trente commandes déjà confirmées. La première livraison en mars ou au printemps 2024 était alors prévue, pas déjà réalisée.
L’article soulignait la conception modulaire, susceptible de soutenir la production décentralisée et la fabrication standardisée d’équipements.
FuelPositive développait une collaboration avec Cipher Neutron, qui développait des électrolyseurs à membrane échangeuse d’anions sans métaux du groupe du platine.
Les engrais constituaient le premier marché visé. Un usage comme carburant agricole nécessiterait des moteurs ou systèmes d’hydrogène compatibles et des infrastructures adaptées.
L’approche décentralisée et modulaire pourrait ensuite servir un marché de l’ammoniac comme vecteur énergétique. Les engrais offraient la première voie de développement commercial avant des usages énergétiques plus larges.
5. AmmPower Corp. (AMMPF)
AmmPower développait aussi des installations modulaires, avec une capacité de conception IAMM de quatre tonnes métriques d’ammoniac par jour. Elle visait les exploitations de plus de 10 000 acres, environ 4 047 hectares, ainsi que le textile, le froid, les mines, la pharmacie et les semi-conducteurs. La capacité nominale ne prouvait pas l’existence d’un vaste parc installé.
Source: AmmPower
L’article citait alors un potentiel de commandes à court terme de 30 millions de dollars et des possibilités de vente de 690 systèmes dans 52 pays. Il s’agissait de perspectives commerciales, pas de contrats confirmés ou de chiffre d’affaires réalisé.
L’estimation de 360 dollars par tonne concernait uniquement l’électricité, pas l’ensemble des coûts de production, de maintenance et de capital.
L’approche modulaire visait une livraison en moins d’un an, contre trois ou quatre pour certains projets conventionnels. C’était un objectif de développement ; le délai réel dépendait aussi du projet et des autorisations.
Le 15 juin 2023, AmmPower a annoncé un accord de coentreprise avec CTEC Energy Sales USA pour utiliser des déchets dans la production d’ammoniac. La voie proposée employait l’hydrogène et l’électricité issus des déchets pour alimenter les équipements de synthèse IAMM.
L’article mentionnait aussi le projet d’une filiale séparée pour décomposer l’ammoniac en hydrogène et chercher son propre financement. La technologie était en développement, pas démontrée à l’échelle commerciale.
AmmPower ciblait des industriels et de grandes exploitations ayant un accès relativement meilleur au capital. Synthèse et décomposition de l’ammoniac pouvaient offrir des possibilités dans le marché de l’hydrogène, mais l’expansion dépendait du financement, des progrès techniques et de commandes réelles.
