Ammoniac vert

L'ammoniac est la deuxième substance chimique la plus produite au monde en masse, avec environ 180 à 200 millions de tonnes fabriquées chaque année. Environ 80 pour cent de ce volume va aux engrais azotés, qui soutiennent près de la moitié de la production alimentaire mondiale. Le procédé qui le fabrique, Haber-Bosch, a été qualifié d'invention la plus importante du vingtième siècle, non sans raison. La démonstration de Fritz Haber en 1909 et l'industrialisation ultérieure menée par Carl Bosch ont donné à l'humanité la capacité de fixer l'azote atmosphérique à grande échelle, brisant le plafond agricole qui avait limité la population de la planète pendant des millénaires.

Un siècle plus tard, Haber-Bosch est aussi responsable d'environ 1,3 pour cent des émissions mondiales de CO₂. C'est plus que l'économie entière de l'Allemagne. Presque tout provient d'une seule source : l'étape de reformage à la vapeur du méthane qui produit l'hydrogène de charge. La réaction Haber-Bosch elle-même est incontournable si l'on veut produire de l'ammoniac. L'hydrogène, en revanche, n'a pas besoin de venir du gaz naturel.

C'est là l'attrait central de l'ammoniac vert. Contrairement à de nombreuses voies de décarbonation proposées, il n'y a pas de problème de création de demande à résoudre. Le marché existe, à l'échelle industrielle, avec une infrastructure existante, des réseaux de transport existants et des clients existants. Le défi se situe purement du côté de l'offre : produire l'hydrogène de charge par électrolyse plutôt que par reformage du méthane, tout en maintenant le reste de l'installation en fonctionnement.

Haber-Bosch a été conçu pour un fonctionnement continu, en base. Les catalyseurs doivent rester chauds. Les compresseurs de recyclage doivent continuer à tourner. La boucle de synthèse est un système thermodynamique fortement couplé qui n'apprécie pas d'être arrêté et redémarré. Une installation d'ammoniac conventionnelle fonctionne en continu pendant des années entre deux arrêts de maintenance, et toute l'ingénierie de l'installation repose sur cette hypothèse.

Coupler cette hypothèse à une électricité renouvelable intermittente constitue le défi d'ingénierie central de l'ammoniac vert, et l'endroit où la plupart des premiers projets sous-estiment la complexité.

Trois familles de solutions existent. Les projets réels combinent presque toujours les trois.

Stockage tampon entre l'électrolyseur et Haber-Bosch. Un réservoir de stockage d'hydrogène comprimé, dimensionné pour couvrir les périodes typiques de faible production renouvelable, lisse l'approvisionnement de la boucle de synthèse. L'inconvénient est le coût en capital. Le stockage d'hydrogène à grande échelle est coûteux, et son dimensionnement correct exige un vrai jugement d'ingénierie sur la variabilité réelle de l'approvisionnement en amont. Un réservoir dimensionné pour une mauvaise semaine moyenne est très différent d'un réservoir dimensionné pour une mauvaise journée moyenne.

Approvisionnement électrique hybride. Une combinaison d'électricité renouvelable dédiée, d'importations depuis le réseau pendant les périodes de faible production renouvelable, et dans certains cas d'électricité issue de biomasse ou d'origine nucléaire, peut fournir une charge plus stable à l'électrolyseur. Cela met en balance le coût et la rigueur de toute certification d'hydrogène renouvelable. Les règles RED III en Europe, en particulier, imposent des contraintes réelles sur la part d'électricité réseau pouvant être comptabilisée comme renouvelable aux fins de la certification.

Conception flexible de la boucle de synthèse. Concevoir l'installation Haber-Bosch elle-même pour tolérer une plage de modulation et de variation de charge significative nécessite des modifications sur le lit catalytique, la compression de recyclage et le système de refroidissement. Plusieurs fournisseurs proposent désormais des trains de synthèse d'ammoniac « dynamiques » ou « flexibles » conçus pour une plage de fonctionnement de 30 à 100 pour cent. Ils coûtent plus cher qu'une installation conventionnelle par tonne de capacité installée, et leur intérêt économique dépend de l'écart de prix entre électricité de base et électricité variable sur le site du projet.

Une quatrième voie est plus spéculative mais mérite d'être suivie. Des routes de synthèse novatrices qui contournent entièrement Haber-Bosch, dont la synthèse électrochimique de l'ammoniac (produisant directement du NH₃ à partir de N₂, d'eau et d'électricité dans une seule cellule électrochimique) et la synthèse assistée par plasma, promettent une compatibilité intrinsèque avec les renouvelables variables. Elles se situent au TRL 4 à 6, avec seulement des démonstrations à échelle de recherche. Aucune n'est proche d'un déploiement commercial en 2026. Elles méritent d'être comprises. Elles ne méritent pas encore que l'on conçoive un projet autour.

Les usages de l'ammoniac vert sont plus clairement différenciés que ceux de l'hydrogène vert, en partie parce que l'ammoniac est plus difficile à manipuler que l'hydrogène, et en partie parce qu'il a moins de substituts sur ses marchés principaux.

Décarboner la demande d'ammoniac existante. C'est l'application sans regret. Environ 180 à 200 millions de tonnes d'ammoniac sont produites chaque année, et presque toutes utilisent aujourd'hui de l'hydrogène d'origine fossile. Les engrais resteront nécessaires ; les installations d'acide nitrique et de caprolactame ne changeront pas de matière première. La voie de décarbonation consiste à changer la façon dont l'hydrogène est fabriqué, pas ce que l'utilisateur en aval consomme. Cette seule application est environ dix fois plus grande que l'ensemble des nouveaux usages proposés combinés. C'est là que l'économie fonctionne en premier, le plus vite et de la manière la plus prévisible.

Carburant maritime. Le transport maritime hauturier est l'un des secteurs les plus difficiles à décarboner. Les batteries ne sont pas crédibles aux densités énergétiques requises pour les longs voyages. Le bio-GNL et le biodiesel sont contraints par la disponibilité des matières premières. L'ammoniac vert offre une densité énergétique de 12,7 MJ/kg et une densité volumique bien supérieure à celle de l'hydrogène comprimé, ce qui le rend crédible comme carburant marin. De grands armateurs, dont Maersk, MOL et NYK, ont commencé à commander des navires fonctionnant à l'ammoniac ou prêts à l'ammoniac, et des motoristes, dont Wärtsilä et MAN Energy Solutions, disposent de moteurs compatibles avec l'ammoniac commercialisés ou en développement avancé. Les premiers navires commerciaux fonctionnant à l'ammoniac entrent en service en 2024 et 2025. Le carburant marin pourrait plausiblement se développer en un marché de 30 à 60 millions de tonnes d'ammoniac par an d'ici 2040, même si cela dépend d'une pression réglementaire soutenue et de la résolution des enjeux de sécurité et de N₂O évoqués plus bas.

Co-combustion pour la production d'électricité en Asie de l'Est. Le Japon et la Corée du Sud ont des stratégies nationales incluant la co-combustion d'ammoniac dans les centrales à charbon existantes comme voie de transition. L'électricien japonais JERA a démontré une co-combustion d'ammoniac à 20 pour cent dans des centrales à charbon commerciales, avec des projets de montée à 50 puis à terme à 100 pour cent. En dehors de l'Asie de l'Est, le cas de l'ammoniac dans la production d'électricité est bien plus faible, car les renouvelables associées au stockage par batterie offrent une meilleure économie sur les marchés de l'OCDE. En Asie de l'Est, le parc de centrales à charbon existant, le coût élevé du foncier pour de nouvelles installations renouvelables, et le choix politique de prolonger la durée de vie des installations existantes donnent à l'ammoniac un rôle réel à court terme dans la trajectoire de décarbonation. Que cela reste vrai à long terme dépend de l'évolution des coûts des renouvelables dans ces régions.

Vecteur d'hydrogène pour le commerce longue distance. L'ammoniac est l'un des trois candidats sérieux pour transporter de l'hydrogène vert à travers les océans, aux côtés de l'hydrogène liquéfié et des vecteurs organiques liquides d'hydrogène (LOHC). Son avantage est l'infrastructure commerciale existante : environ 120 ports dans le monde manipulent déjà l'ammoniac, et une flotte de navires-citernes dédiés existe. Son inconvénient est que si l'ammoniac doit être craqué en hydrogène à destination, la pénalité énergétique de l'aller-retour est substantielle. La synthèse coûte environ 15 à 20 pour cent du contenu énergétique de l'hydrogène. Le craquage en coûte encore 25 à 30 pour cent. Pour de nombreux projets d'importation proposés, la bonne première question est de savoir si la destination a vraiment besoin d'hydrogène, ou si l'ammoniac lui-même pourrait être le produit final, utilisé directement comme engrais, carburant marin ou charge de co-combustion électrique. Là où la destination peut utiliser l'ammoniac directement, l'argument du vecteur est solide. Là où le craquage est nécessaire, l'argument est plus faible et l'économie doit être examinée avec soin.

C'est là que l'argument de l'ammoniac comme vecteur énergétique est réellement solide, et où il se compare favorablement aux alternatives.

L'ammoniac est stocké soit sous forme liquide à -33°C et pression ambiante (réfrigéré, la norme pour le stockage à grande échelle), soit sous forme liquide à environ 10 à 15 bar et température ambiante (pressurisé, utilisé dans les installations plus petites). Les deux sont des technologies matures, avec des décennies d'expérience d'exploitation dans l'industrie de l'ammoniac existante. Des capacités de réservoir de 50 000 tonnes et plus sont courantes.

Le transport longue distance s'effectue par des navires-citernes dédiés à l'ammoniac. La flotte mondiale est aujourd'hui relativement restreinte (environ 40 à 50 navires dédiés), mais la technologie est mature et la flotte s'agrandit pour répondre à la demande projetée. Environ 120 ports dans le monde manipulent l'ammoniac, la plupart concentrés dans les régions importatrices d'engrais et les pôles chimiques. L'infrastructure n'est pas aussi omniprésente que pour le GNL ou le pétrole, mais elle est réelle, opérationnelle, et nettement plus développée que celle de tout autre vecteur d'hydrogène proposé.

Point crucial, la pénalité énergétique pour stocker et expédier l'ammoniac est bien plus faible que pour l'hydrogène comprimé ou liquéfié. L'ammoniac est déjà liquide dans des conditions modestes. Il n'y a pas de problème continu de boil-off comme pour l'hydrogène liquide, ni d'exigence d'infrastructure haute pression à 700 bar comme pour l'hydrogène comprimé.

Le compromis apparaît à destination, si et quand l'ammoniac doit être recraqué en hydrogène. Le craquage impose une pénalité énergétique de 25 à 30 pour cent et nécessite des températures de 400 à 700°C avec des catalyseurs appropriés. Pour les destinations pouvant utiliser l'ammoniac directement (une usine d'engrais, une opération de soutage portuaire, une centrale en co-combustion), il n'y a pas de pénalité de craquage et l'argument du vecteur est solide. Pour les destinations qui ont réellement besoin d'hydrogène en bout de chaîne, la question à poser est de savoir si expédier de l'ammoniac est vraiment la bonne réponse, ou si l'hydrogène devrait être produit plus près de l'utilisateur.