Calculateur d'hydrogène vert
Estimez la production d'hydrogène vert, le coût actualisé (LCOH) et le couplage renouvelable pour les électrolyseurs Alcalin, PEM, SOEC et AEM. Inclut une vérification de l'intensité carbone RFNBO par rapport au seuil européen de 3,38 kg CO₂e/kg H₂.
Sources de données fiables : IEA Global Hydrogen Review 2024, IRENA 2024, RED III et actes délégués RFNBO de l'UE, Ember 2024.
Calculateur d'hydrogène vert
Production et dimensionnement
Paramètres avancés
- Production d'hydrogène : 192 kg/year (0.19 t/year, 2,140 Nm³/year)
- Contenu énergétique : 6.4 MWh LHV/year (7.6 MWh HHV/year)
- Puissance nominale de l'électrolyseur : 0 MW
- Besoin en électricité : 10 MWh/year (compression incluse)
- Eau : 2,115 L déminéralisée, 4,808 L totale par an (stœchiométrique : 1,731 kg/year)
- Sous-produit oxygène : 1.5 t/year (1,077 Nm³/year)
- Emprise indicative : 0 à 0 m² (électrolyseur + auxiliaires)
Les trois piliers RFNBO
Additionnalité: L'électricité renouvelable utilisée pour les RFNBO doit provenir d'actifs nouveaux mis en service dans les 36 mois précédant l'électrolyseur et sans financement public. Des règles de transition s'appliquent pour les projets opérationnels avant fin 2027 (additionnalité requise à partir du 1er janvier 2038) ; les projets postérieurs à 2027 doivent se conformer immédiatement. (EU Delegated Regulation 2023/1184)
Corrélation temporelle: L'électricité renouvelable doit être produite à un moment proche de la production d'hydrogène. Un appariement mensuel est autorisé jusqu'à fin 2029 ; un appariement horaire à partir du 1er janvier 2030. (EU Delegated Regulation 2023/1184)
Corrélation géographique: L'électricité renouvelable et l'électrolyseur doivent se situer dans la même zone de dépôt des offres (ou dans des zones directement interconnectées sans congestion). (EU Delegated Regulation 2023/1184)
Exemptions :
- Zone de dépôt des offres avec une part d'électricité renouvelable supérieure à 90 % (avec un plafond d'heures équivalent pleine charge pour l'électrolyseur).
- Zone de dépôt des offres avec une intensité d'émission du réseau inférieure à 18 gCO2e/MJ (environ 65 gCO2e/kWh), combinée à un PPA renouvelable et à la corrélation temporelle/géographique.
L'acte délégué de la Commission européenne de juillet 2025 définit l'« hydrogène bas carbone » (voies non renouvelables, par exemple bleu, rose) en utilisant le même seuil de 3,38 kg CO2e/kg H2.
Ceci est une estimation de criblage. La certification RFNBO complète nécessite des contrats d'approvisionnement audités et un organisme notifié.
Hypothèses et sources
CI_H₂ = SEC × Grid_EF + Embodied_EF; H₂ = Electricity / SEC- Alcalin (AWE) system SEC52 kWh/kg (range 50-55)IEA GHR 2024, BNEF 2024
- Embodied emissions1.5 kg CO₂e/kg H₂IEA GHR 2024, default 1.5
- Source dédiée0 g/kWhLifecycle EF (IPCC AR6 / IEA)
- CompressionAtmosphérique (sans compression) (+0 kWh/kg)NREL H2A, IEA
Méthodologie et hypothèses
Production et dimensionnement. La production d'hydrogène est calculée en divisant l'électricité entrante par la consommation spécifique d'énergie (SEC) du système, propre à la technologie d'électrolyseur choisie, exprimée en kWh par kg H₂ sur base PCI. Les valeurs par défaut reflètent les systèmes commerciaux 2024 : Alcalin 52 kWh/kg, PEM 54 kWh/kg, SOEC 40 kWh/kg (avec vapeur), AEM 55 kWh/kg.
Le dimensionnement de la capacité suppose le facteur de charge (CF) défini par l'utilisateur. La puissance nominale du stack est dérivée de la production annuelle et de la SEC du système, puis divisée par le CF et par 8 760 heures par an.
Le LCOH utilise la formule standard du coût actualisé : (CAPEX × facteur de récupération du capital + O&M fixes) rapporté à la production annuelle, plus le coût variable (prix de l'électricité × SEC), plus le remplacement du stack annualisé sur la durée de vie du projet. Le facteur de récupération du capital utilise le WACC et la durée de vie définis par l'utilisateur. Par défaut : durée de vie de 20 ans, WACC de 8 %, remplacement du stack à 80 000 heures.
L'intensité carbone suit la méthodologie RFNBO de la RED III : SEC × facteur d'émission du réseau + intensité intrinsèque de l'électrolyseur (1,5 kg CO₂e/kg H₂ par défaut). Le seuil de 3,38 kg CO₂e/kg H₂ (70 % en dessous de la référence fossile de 94 gCO₂e/MJ) détermine l'éligibilité RFNBO.
Le couplage renouvelable dimensionne le solaire photovoltaïque, l'éolien terrestre, l'éolien en mer ou des systèmes hybrides pour atteindre une production d'hydrogène cible, à partir d'heures de fonctionnement à pleine charge régionales par défaut issues des jeux de données IEA et IRENA 2024.
Références de prix de l'électricité. Les valeurs LCOE régionales par défaut proviennent d'IRENA Renewable Power Generation Costs 2024 et de l'IEA World Energy Outlook 2024.
Sources de données
- IEA Global Hydrogen Review 2024.
- IEA World Energy Outlook 2024.
- IRENA Renewable Power Generation Costs 2024.
- IRENA Green Hydrogen Cost Reduction, mise à jour 2024.
- Commission européenne, RED III et actes délégués RFNBO (UE 2023/1184 et 2023/1185).
- Ember Global and European Electricity Reviews 2024 à 2025.
- Hydrogen Council et McKinsey Hydrogen Insights 2024.
- Clean Hydrogen Partnership Strategic Research and Innovation Agenda 2024.
- NREL H2A Production Model 2024, cas de référence.
Questions fréquentes
Qu'est-ce que l'hydrogène vert ?
L'hydrogène vert est de l'hydrogène produit par électrolyse de l'eau à partir d'électricité renouvelable. Selon les règles européennes, il est qualifié de Renewable Fuel of Non-Biological Origin (RFNBO) lorsque ses émissions sur cycle de vie sont inférieures à 3,38 kg CO₂e par kg H₂ (28,2 gCO₂e/MJ), soit 70 % de moins que la référence fossile de 94 gCO₂e/MJ.
Quelle quantité d'électricité est nécessaire pour produire 1 kg d'hydrogène ?
Les systèmes d'électrolyse commerciaux modernes consomment environ 50 à 55 kWh par kg H₂ sur base PCI (pouvoir calorifique inférieur). Le minimum théorique est de 39,4 kWh/kg (PCS) ; le reste est perdu en surtensions, en consommation des utilités et en chaleur fatale.
Quelle est la différence entre les électrolyseurs Alcalin, PEM, SOEC et AEM ?
L'alcalin (AWE) est le plus mature, le moins coûteux en CAPEX, et le mieux adapté à un fonctionnement en base. Le PEM offre une réponse dynamique plus rapide et une pureté supérieure, pour un CAPEX plus élevé. Le SOEC atteint le meilleur rendement électrique mais nécessite de la vapeur à haute température. L'AEM est émergent, combinant l'économie de l'alcalin avec une dynamique proche du PEM, sans catalyseurs à base de métaux du groupe du platine.
Quelle quantité d'eau est nécessaire pour produire de l'hydrogène vert ?
Sur le plan stœchiométrique, 9 kg d'eau par kg d'hydrogène. En pratique, en incluant le traitement de l'eau, les installations commerciales consomment 10 à 11 L d'eau déminéralisée par kg H₂, et 20 à 30 L au total en incluant l'eau de refroidissement.
Qu'est-ce que le coût actualisé de l'hydrogène vert (LCOH) ?
En 2024-2025, le LCOH de l'hydrogène vert se situe entre 3 et 9 USD/kg selon la région, les sites les plus favorables (Moyen-Orient, Chili, Afrique du Nord) se situant en bas de fourchette. Le scénario Net Zero de l'IEA projette 2 à 4 USD/kg d'ici 2030, mais cela suppose une baisse soutenue du CAPEX et des prix de l'électricité.
Qu'est-ce que la conformité RFNBO ?
Les Renewable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO) constituent la classification européenne pour l'hydrogène renouvelable et les carburants dérivés de l'hydrogène. La conformité exige que les émissions sur cycle de vie soient inférieures à 3,38 kg CO₂e/kg H₂, ET que l'électricité utilisée respecte les critères d'additionnalité, de corrélation temporelle (horaire à partir de 2030) et de corrélation géographique.
Quelle est la différence entre l'hydrogène vert, bleu, gris et rose ?
L'hydrogène gris provient du vaporeformage du gaz naturel, avec 10 à 12 kg CO₂/kg H₂. L'hydrogène bleu y ajoute le captage du carbone, pour atteindre 1 à 4 kg CO₂/kg H₂. L'hydrogène vert provient de l'électrolyse renouvelable (0,4 à 2,7 kg CO₂/kg H₂). L'hydrogène rose provient de l'électrolyse alimentée par le nucléaire (0,5 à 1,5 kg CO₂/kg H₂).
Combien de CO₂ est émis pour produire de l'hydrogène par électrolyse ?
Pour une électrolyse sur réseau : SEC (environ 52 kWh/kg) × facteur d'émission du réseau + émissions intrinsèques (environ 1,5 kg/kg). Sur un réseau à 200 gCO₂/kWh, cela donne environ 11,9 kg CO₂/kg H₂, un niveau proche de l'hydrogène gris. Sur un réseau à 50 gCO₂/kWh (France, Norvège), cela donne 4,1 kg/kg. Sur un renouvelable dédié, on obtient 1,5 à 2,5 kg/kg.
Qu'est-ce que le facteur de charge d'un électrolyseur ?
Le facteur de charge (CF) est la fraction de la capacité nominale effectivement utilisée sur une année. Pour les électrolyseurs raccordés au réseau, le CF peut dépasser 90 %. Pour les systèmes couplés au renouvelable, le CF suit généralement la ressource : 15 à 30 % pour du solaire seul, 35 à 50 % pour de l'éolien seul, 50 à 70 % pour un hybride PV + éolien.
Quelle est la taille d'un électrolyseur de 1 MW ?
Un système alcalin de 1 MW occupe environ 80 à 150 m², plus l'espace auxiliaire pour le traitement d'eau, l'électrique et la compression. Le PEM est plus compact, à 50 à 100 m²/MW. Un système PEM 1 MW conteneurisé moderne tient dans deux à trois conteneurs standards de 40 pieds.
Quelle quantité d'hydrogène 1 MW de solaire photovoltaïque peut-il produire ?
Dans des conditions européennes (environ 2 170 heures équivalent pleine charge, IEA), 1 MWc de PV génère environ 2 170 MWh par an. Avec une SEC système de 52 kWh/kg, cela produirait environ 42 tonnes de H₂ par an, soit l'équivalent d'un électrolyseur de 0,3 MW s'il était parfaitement couplé.
Ce calculateur tient-il compte de la pleine conformité RFNBO ?
L'outil vérifie le seuil d'intensité carbone (3,38 kg CO₂e/kg H₂) et signale la conformité. La certification RFNBO complète exige en outre des contrats d'approvisionnement audités pour l'additionnalité, la corrélation temporelle (mensuelle jusqu'à fin 2029, horaire à partir de 2030) et la corrélation géographique, que l'outil résume mais ne certifie pas.
Estimations indicatives pour un premier criblage. Les résultats dépendent des conditions propres au site, du choix technologique et des hypothèses de financement. Cet outil ne remplace pas une étude de faisabilité détaillée ni une certification RFNBO.