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La construction de bâtiments est responsable de 28 % des émissions mondiales annuelles de CO₂. L’hydrogène pur peut remplacer le méthane pour chauffer des bâtiments ou être mélangé au gaz naturel pour réduire l’intensité carbonique du combustible.

Le défi : La mise en œuvre comporte de nombreux défis sur le plan de l’ingénierie, car les propriétés de l’hydrogène sont différentes. L’hydrogène brûle à une température plus élevée que le gaz naturel, il produit 60 % plus de vapeur d’eau et il est plus susceptible aux fuites.

Notre solution : Les consommateurs pourraient trouver plus efficace d’utiliser l’hydrogène comme pile à combustible pour stocker des quantités d’électricité renouvelable pour le chauffage et les besoins en électricité. D’autres consommateurs utilisant du gaz à haute intensité, notamment les centrales énergétiques collectives, les centrales de pointe et l’industrie lourde nécessitant une chaleur élevée, peuvent opter pour la combustion de l’hydrogène avec de l’équipement spécialisé.

Tous les secteurs cherchent à répondre à la demande croissante en énergie et à maintenir des approvisionnements énergétiques sûrs et fiables tout en réduisant les émissions de gaz à effet de serre. La conversion de l’hydrogène en électricité à l’aide de piles à combustible peut être utile dans une multitude de contextes.

Le défi : L’hydrogène provenant des électrolyseurs ne peut concurrencer le gaz naturel que si l’électricité utilisée pour fabriquer l’hydrogène coûte entre 2 et 6 cents/kWh.

Notre solution : L’hydrogène est une source de carburant et de stockage pour les microréseaux îlotés de plus en plus viable. Moins coûteux que le diesel, l’hydrogène résout le problème du stockage saisonnier ou à long terme que présentent les batteries, et peut être le catalyseur de la conversion complète vers la production d’énergie renouvelable pour les communautés éloignées.

Les technologies d’utilisation de l’hydrogène pour les véhicules à zéro émission peuvent être divisées en véhicules électriques à pile à combustible (VEPH) ou en moteurs à compression interne à hydrogène (H2-ICE). En plus d’être mieux adaptées aux climats froids, ces deux technologies permettent un temps de ravitaillement plus rapide et une autonomie accrue par rapport aux véhicules électriques à batterie. Les moteurs H2-ICE respectent également les exigences supplémentaires en matière de puissance élevée liées aux conditions difficiles auxquelles les véhicules lourds comme les tombereaux de chantiers sont exposés.

Le défi : Les véhicules électriques à batterie sont considérablement plus écoénergétiques que les véhicules à hydrogène, avec une perte d’énergie de 20 % par rapport à 35 à 40 % pour les véhicules à pile à combustible.

Notre solution : La création d’autoroutes à hydrogène – un réseau le long des points de transbordement à longue portée axés sur les applications de classe 8 et de classe 6 intensives, afin de tirer parti des avantages de l’hydrogène en matière de ravitaillement rapide, de légèreté et d’autonomie. Dans les grandes municipalités, le développement peut prendre la forme de carrefours centralisés pour soutenir les flottes de VEPH dans l’ensemble du réseau de transport en commun et de la gestion des matières résiduelles, où les arrêts et les départs fréquents et les charges variables sont exigeants pour les batteries. En augmentant l’utilisation dans ces marchés, en plus des subventions gouvernementales, les coûts de l’hydrogène pourraient être réduits pour être équivalents à ceux du diesel.

L’hydrogène est un élément clé des procédés chimiques : 42 % de tout l’hydrogène produit est utilisé pour la production d’ammoniac et 52 % pour les produits pétrochimiques de différentes raffineries.

Le défi : La majeure partie de l’hydrogène produit pour les industries des produits chimiques et des engrais est produite par reformage du méthane à la vapeur, car les coûts de l’hydrogène vert demeurent élevés.

Notre solution : Une approche équilibrée est nécessaire. Faire progresser le marché de l’hydrogène vert au moyen d’incitatifs, de règlements et de solutions pour les marchés, comme l’établissement de prix plus compétitifs pour les produits d’hydrogène vert, réduira les coûts et augmentera les nouveaux investissements. En améliorant la production d’hydrogène actuelle au moyen de stratégies de captage du carbone, nous pouvons assurer une transition graduelle à moins forte intensité de carbone.

L’acier est au cœur de notre vie moderne, qu’il s’agisse des voitures que nous conduisons, des bâtiments dans lesquels nous travaillons ou des maisons dans lesquelles nous vivons.

Le défi : À l’heure actuelle, l’industrie sidérurgique compte parmi les trois plus grands producteurs de dioxyde de carbone, et la plupart de l’acier est fabriqué dans des hauts fourneaux alimentés au charbon.

Notre solution : L’hydrogène peut remplacer le charbon et d’autres agents réducteurs auxiliaires à base de carbone dans l’utilisation de hauts fourneaux ou être utilisé comme seul agent réducteur pour créer du fer de réduction directe (FRD). L’injection d’hydrogène vert ou bleu dans les hauts fourneaux peut réduire les émissions de 21 %, tandis que la création de FRD dépend parfois entièrement de l’hydrogène.

Le transport maritime est au centre de l’économie mondiale, représentant environ 2,7 % des émissions mondiales. L’Organisation maritime internationale (OMI) s’est fixé l’objectif de réduire d’au moins 50 % les émissions de gaz à effet de serre de l’industrie maritime d’ici 2050, et les grandes entreprises maritimes internationales comme Maersk, MSC et CMA CGM se sont déjà engagées à atteindre la carboneutralité d’ici 2050 ou avant.

Le défi : Même sous forme comprimée ou liquide, l’hydrogène demeure trop volumineux ou difficile à manipuler et à stocker dans les quantités requises pour remplacer les carburants marins ordinaires.

Notre solution : Une analyse du conseil international des transports non polluants (ICCT) a révélé que 43 % des trajets actuels entre la Chine et les États-Unis – l’une des voies maritimes les plus achalandées au monde – pourraient être effectués en utilisant de l’hydrogène sans réduire l’espace de chargement ou accroître le nombre d’escales de ravitaillement. Presque tous les trajets pourraient être alimentés par de l’hydrogène en n’apportant que quelques changements mineurs à la capacité de carburant ou aux activités. D’autres solutions, y compris des carburants à faible teneur en carbone fabriqués à partir d’hydrogène, comme l’ammoniac, le méthanol et le méthane, peuvent être fabriquées et stockées plus facilement dans les réservoirs de carburant des navires dans les quantités nécessaires. Ces composés chimiques peuvent être brûlés dans les moteurs existants des navires si de petits changements sont apportés à leur conception et à leur construction.

Bien qu’il soit possible d’alimenter les trains à hydrogène en utilisant un moteur à combustion converti, la technologie actuelle met l’accent sur l’utilisation de piles à hydrogène. Les coûts globaux sur la durée de vie de la construction et de l’exploitation d’un système ferroviaire à hydrogène sont équivalents à ceux d’un réseau de caténaire d’électrification traditionnel.

Le défi : Certains craignent qu’un déraillement ou un autre incident puisse provoquer l’inflammation d’un wagon-citerne à hydrogène.

 Notre solution : L’hydrogène est léger; plutôt que de s’accumuler, il se disperse dans l’air. En cas d’incendie, les modules de pile à combustible sont conçus pour se désactiver. Les systèmes de batteries hybrides prendront alors le relais pour maintenir le train en marche.

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L’hydrogène peut être mélangé au gaz naturel, dans une limite admissible, sans présenter de risques pour l’intégrité, la fiabilité ou la sécurité des réseaux de gaz naturel existants, y compris pour les appareils utilisés par les utilisateurs finaux, qui sont souvent le facteur limitant. Le mélange représente également une occasion unique de mettre en contact les producteurs d’hydrogène et les utilisateurs finaux avec relativement peu d’investissements supplémentaires importants dans les infrastructures.

Le défi : L’hydrogène est environ trois fois moins dense en énergie que le méthane, ce qui signifie qu’un mélange de 20 % de H₂ dans le gaz naturel disposerait de 86 % de l’énergie du gaz naturel commercial. Compte tenu de cette diminution du volume d’énergie, la combustion du gaz naturel mélangé à de l’hydrogène pourrait avoir une incidence moins importante sur la décarbonisation que d’autres stratégies.

Notre solution : La combustion du gaz naturel mélangé à l’hydrogène pourrait ne pas être la stratégie la plus efficace ou la plus viable à long terme. À mesure que le marché en aval de l’hydrogène évolue et que le prix fixe de l’hydrogène pur se définit, le déploiement de l’extraction à des points de consommation et de stockage clés le long du réseau de gaz naturel en place assurera une utilisation plus efficace.

Les pipelines sont le moyen le plus économique de transporter de grandes quantités d’hydrogène sur de longues distances.

Le défi : L’hydrogène possède des propriétés très précises, notamment une faible densité et une diffusivité élevée.

Notre solution : La majeure partie du réseau de distribution de gaz naturel à haute et à moyenne pression devrait être complètement remplacée pour recevoir de l’hydrogène pur. Lorsque le gaz naturel entre en jeu, bon nombre de ces problèmes peuvent être atténués en toute sécurité, sans que la fragilisation de l’hydrogène nuise à l’intégrité du tuyau.

L’ammoniac (NH₃) est sûr et facile à stocker et à transporter en raison de sa faible pression de vapeur et de son point d’ébullition élevé. Il peut être utilisé directement comme combustible sans carbone, pour le stockage de l’énergie ou pour le transport de l’hydrogène. L’ammoniac bleu pourrait constituer une solution plus rapide et moins chère pour économiser l’hydrogène, car l’hydrogène vert coûte actuellement environ trois fois plus cher que l’hydrogène produit de manière traditionnelle.

Le défi : L’extraction d’hydrogène pur à partir d’ammoniac est actuellement coûteuse en raison des besoins énergétiques importants en matière de fissuration et de compression lors de la consommation.

Notre solution : Jusqu’à ce que des technologies plus efficaces soient mises sur le marché, l’utilisation directe d’ammoniac dans les piles à combustible ou sa combustion peuvent servir pour les véhicules lourds comme ceux utilisés dans l’aviation, l’expédition, le camionnage et les centrales électriques.

Le stockage souterrain d’hydrogène dans des cavernes de sel ou dans des réservoirs de pétrole et de gaz épuisés permet d’entreposer de grandes quantités d’hydrogène à des pressions plus élevées, tout en réduisant les conséquences environnementales, en prolongeant la durée de vie et en réduisant les coûts d’investissement particuliers par rapport au stockage en surface.

Le défi : Les propriétés de l’hydrogène diffèrent de celles des autres gaz (comme le méthane et le CO₂) stockés sous terre. La mobilité et la conductivité hydraulique élevées de l’hydrogène entraînent un risque accru de migration hors du stockage, et sa faible viscosité augmente le risque de formation de zones irrécupérables.

Notre solution : L’analyse détaillée des structures géologiques doit être accompagnée d’une solide compréhension de la forme de l’énergie finale consommée, des méthodes de conversion d’énergie et de la combinaison de ces éléments, car ce sont ces aspects qui permettront de déterminer le type de stockage souterrain à utiliser. Cette approche fondée sur le risque est essentielle à l’atteinte des résultats escomptés, à l’augmentation des effets souhaités, à la limitation ou à la prévention des effets indésirables, ainsi qu’à l’amélioration globale.

Comme la densité de l’hydrogène est très faible, le stockage de l’hydrogène gazeux nécessite des réservoirs à haute pression et le stockage de l’hydrogène liquide exige des températures cryogéniques.

Le défi : Le stockage en surface, sous forme de gaz ou de liquide, entraîne des coûts d’investissement élevés.

Notre solution : Les progrès actuels en matière de science et technologie des matériaux permettent une sécurité et une efficacité améliorées, ainsi qu’une densité volumétrique et gravimétrique de l’hydrogène plus élevée. Cependant, il n’existe pas actuellement de technologie parfaite en matière de stockage de l’hydrogène. Il est essentiel de tenir compte des coûts liés à l’infrastructure, à l’énergie nécessaire au fonctionnement de l’installation et à l’entretien de l’installation au moment de prendre la décision.

Le refroidissement de l’hydrogène gazeux à -253 °C produit de l’hydrogène liquide (LH₂) dont le volume est inférieur à 800 fois celui de son état son gazeux, assurant la pureté de l’hydrogène et fournissant un produit à forte densité énergétique. Le LH₂ offre également des avantages pour une conversion facile en hydrogène gazeux.

Le défi : La liquéfaction de l’hydrogène n’est pas très efficace, avec une consommation de près de 30 à 40 % de la teneur énergétique de l’hydrogène, en plus des pertes par évaporation pendant le transport.

Notre solution : Jusqu’à ce que des liquéficateurs d’hydrogène à faible coût et à haut rendement soient mis au point, plusieurs autres combustibles à base de carbone comme le méthanol (CH₃OH), le méthylcyclohexane (MCH) et l’ammoniac (NH₃) ont été recommandés comme des options plus viables sur le plan technique.

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Production d’hydrogène par électrolyse de l’eau, alimenté par l’énergie éolienne, solaire ou hydroélectrique.

Le défi : L’énergie renouvelable est intermittente par nature et son coût est généralement plus élevé que celui d’autres sources d’énergie.

Notre solution : Les technologies de production et d’électrolyse continuent de s’améliorer, et la valeur de l’énergie renouvelable augmente. Puisque l’approvisionnement en énergie renouvelable augmente, les excédents d’électricité peuvent être dirigés vers la production d’hydrogène vert. L’hydrogène vert est l’un des nombreux combustibles à faible teneur en carbone qui pourraient remplacer les hydrocarbures actuels.

Le gaz naturel brut comprend de nombreux composants comme le méthane, l’éthane et le propane. On peut le classer comme étant non corrosif, acide ou riche ou pauvre en liquides et doit être transformé avant d’être utilisé ou vendu comme gaz commercialisable. Le gaz naturel sera une charge d’alimentation essentielle à la production d’hydrogène et à la réduction de l’intensité carbonique des voies énergétiques existantes.

Le défi : La production de gaz naturel, en particulier dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien, est assez concurrentielle, avec de faibles marges et des coûts de transport supplémentaires vers les grands centres.

Notre solution : Un traitement efficace, qui exige une compréhension approfondie des différences subtiles dans la composition des gaz, jumelée à la solution la plus rentable, comme les usines de coupes lourdes ou les usines peu profondes. En éliminant les impuretés pour répondre à toutes les caractéristiques techniques des canalisations, le gaz peut être transporté avec un minimum de perturbations et en maximisant sa valeur.

Production d’hydrogène à partir de gaz naturel au moyen d’un procédé de reformage du méthane, tout en captant et en stockant les émissions de carbone qui en résultent.

Le défi : L’empreinte carbone de la production d’hydrogène par reformage du méthane est élevée. En fait, la production d’hydrogène par reformage du méthane produit plus de carbone que si on brûlait simplement le méthane utilisé pour fabriquer l’hydrogène. De plus, les émissions fugitives provenant de la production de gaz naturel sont un important émetteur de GES puissants.

 Notre solution : 1) Les technologies et les infrastructures de captage du carbone changent la donne pour l’industrie de l’énergie en permettant la séquestration ou l’utilisation du CO₂. 2) Des programmes de gestion des émissions fugitives qui combinent le suivi, la surveillance, la production de rapports et la réparation des infrastructures. 3) Des améliorations technologiques comme des systèmes de purge spécialisés qui captent les gaz évacués et les réinjectent pour qu’ils soient brûlés.

Les énergies éolienne et solaire présentent de nombreux avantages en tant que sources d’énergie propre et à faible coût.

Le défi : Intermittentes et imprévisibles, les énergies éolienne et solaire sont généralement produites à grande échelle dans les régions éloignées. Pendant les journées venteuses et ensoleillées, l’énergie renouvelable est vendue à des prix extrêmement bas et certains générateurs sont parfois désactivés pour équilibrer le système.

Notre solution : L’intégration du combustible à hydrogène dans les exploitations à finalité énergétique permet d’adapter la production selon la demande et les facteurs du marché. L’électrolyseur à la turbine ou au panneau pourrait réduire les coûts et accroître la flexibilité, et l’hydrogène pourrait être transporté à un coût relativement faible. De plus, le couplage des technologies de l’hydrogène et de l’énergie (de l’électrolyseur au stockage; du stockage à la pile à combustible) profite au réseau électrique grâce à des services auxiliaires qui favorisent la stabilité.

L’hydroélectricité utilise l’énergie potentielle de l’eau pour produire de l’électricité et représente la source d’énergie renouvelable la moins chère et la plus constante.

Le défi : L’hydroélectricité est généralement produite dans des régions éloignées. Le déploiement de grands projets de barrages exige beaucoup de capital et de temps.

Notre solution : Les projets hydroélectriques au fil de l’eau permettent une production évolutive à moins grande échelle qui ne dépend pas des barrages. Les électrolyseurs ainsi que le stockage intégré pourraient améliorer la puissance des projets au fil de l’eau en permettant d’augmenter ou de diminuer la puissance sur demande.

Le gaz naturel renouvelable (GNR) est un gaz de réseau de transport entièrement interchangeable avec le gaz naturel conventionnel qui peut être utilisé dans les véhicules au gaz naturel. Le GNR peut être produit par digestion anaérobie à partir de sources agricoles et agroalimentaires, de la pyrolyse et de la gazéification des produits forestiers, de la collecte des déchets solides municipaux et des matières solides d’origine biologique provenant des eaux usées.

Le défi : Le GNR étant principalement composé de méthane, il présente beaucoup de défis communs à ceux du gaz naturel non renouvelable, notamment en matière d’émissions fugitives et d’émissions de CO₂ provenant de la combustion.

Notre solution : Les projets de GNR doivent être évalués au cas par cas en ce qui concerne les avantages de réduction des matières résiduelles, l’incidence des émissions de méthane et la réduction de la construction de nouvelles infrastructures non renouvelables. En combinant les infrastructures de gaz naturel existantes et les technologies de CUSC, le GNR peut jouer un rôle essentiel dans la transition énergétique et l’économie circulaire.

L’énergie de la biomasse utilise du carburant provenant de matières organiques comme les rebuts de bois, le fumier ou les matières résiduelles pour produire de l’énergie destinée à la production d’électricité. Les autres matières premières utilisées pour la valorisation énergétique comprennent les déchets solides non recyclables et non compostables, ce qui contribue à l’économie circulaire.

Le défi : Quand quelque chose est brûlé, des émissions et des cendres peuvent être créées.

Notre solution : En plus du CUSC, de nombreuses technologies nous aident à capter les émissions. Notamment, la calcination, la graphitisation, la cémentation par le carbone, l’oxydation ménagée, la réduction des oxydes, la purification, la pyrolyse, le séchage, la réduction, les réactions solide-solide, les réactions gaz-solide, la métallisation, le déliement et l’assainissement des déchets nous aident à réduire les émissions. L’énergie de la biomasse et la valorisation énergétique devraient faire partie d’un plan plus vaste de gestion durable des matières résiduelles qui engloberait la réduction, la réutilisation et le recyclage des matériaux.

L’approche Captage, utilisation et stockage du carbone (CUSC) décrit un vaste ensemble de solutions pour capter le CO₂ en l’éliminant du gaz source, l’utiliser ou déterminer des options de stockage sûres et permanentes. Le CUSC sera essentiel à l’établissement d’une voie rentable pour la production d’hydrogène à faible émission de carbone.

Le défi : Les technologies de captage progressent, mais le passage de la recherche et du développement aux activités prospères sur le plan commercial peut être coûteux et énergivore. Il existe de nombreuses technologies de captage, mais peu d’entre elles sont utilisées dans des usines d’exploitation commerciale à grande échelle. Les coûts de captage du carbone sont élevés et le gouvernement n’offre que peu de financement. Les coûts sont donc, dans l’ensemble, prohibitifs.

Notre solution : Chaque projet exige l’échange des connaissances entre les régions, les secteurs et les disciplines dans l’ensemble de la chaîne de valeur énergétique. Qu’il s’agisse de la compréhension des infrastructures existantes, de la conception et de l’exécution des puits d’injection, de la caractérisation des réservoirs, de la modélisation des procédés, des technologies de captage et de leurs coûts en énergie, du transport du CO₂ ou des examens économiques, c’est la création d’équipes flexibles pour répondre aux exigences particulières d’un projet qui dictera sa réussite. La courbe d’apprentissage technologique et l’évaluation des avantages de la réduction des émissions renforceront l’analyse de rentabilité du CUSC.