Un projet phare d’acheminement d’hydrogène d’Australie vers le Japon, qui mise sur cette énergie pour sa décarbonation, se voit compromis par des doutes sur le bilan environnemental de sa production, basée sur la combustion de lignite et dont la liquéfaction s’avère coûteuse et énergivore.
Baptisé Hydrogen Energy Supply Chain (HESC), ce projet tentaculaire évalué à 1 milliard de dollars visait à approvisionner l’archipel nippon depuis l’Australie.
Mais pour l’heure, HESC doit se résoudre à se procurer de l’hydrogène au Japon même pour tenir l’échéance 2030 pour sa phase pilote –même s’il assure ne pas abandonner l’idée de produire en Australie un hydrogène décarboné.
Des volumes considérables d’hydrogène, dont la combustion ne produit que de la vapeur d’eau, sont jugés nécessaires pour décarboner l’industrie lourde et les transports, mais cela suppose la création ex nihilo d’infrastructures aux coûts élevés et aux défis techniques redoutables.
Et des différences cruciales existent entre « hydrogène vert » produit à partir d’électricité tirée des renouvelables, et « hydrogène bleu » s’appuyant sur la combustion de fossiles avec capture du carbone émis, voire « brun » (sans capture).
Projet vitrine des ambitions environnementales japonaises, HESC visait à produire de l’hydrogène « bleu » dans l’État australien de Victoria (sud-est), en tirant avantage des abondantes réserves locales de lignite.
HESC affirme vouloir produire à terme suffisamment d’hydrogène pour « réduire d’environ 1,8 million de tonnes par an les rejets de CO2 » –à comparer aux 974 millions de tonnes de CO2 émis en 2022 par le secteur énergétique japonais selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE).
« Opposition »
Le gouvernement japonais a promis 220 milliards de yens (environ 1,4 milliard de dollars) pour la phase actuelle de « démonstration commerciale » censée s’achever en 2030 avant une phase-pilote.
Pour tenir l’échéance, la décision de délocaliser la production d’hydrogène au Japon a été prise « principalement en raison de retards des procédures côté australien », a déclaré un porte-parole de Kawasaki Heavy Industries, l’un des groupes à l’origine du projet. Sans préciser les modalités de cet approvisionnement local.
Le gouvernement de l’État de Victoria n’a pas répondu aux sollicitations de l’AFP. Des responsables australiens ont évoqué auprès des médias une « décision commerciale » japonaise.
En réalité, le désintérêt des autorités australiennes s’explique en raison d’une « forte opposition » des militants écologistes et experts opposés au captage et au stockage du carbone, affirme Daisuke Akimoto, de l’Université des sciences de l’information de Tokyo.
« Le principal problème auquel le projet est confronté est le refus d’approbation du projet d’hydrogène +bleu+ par le gouvernement du Victoria », souligne-t-il.
Ces incertitudes reflètent « des lacunes cruciales à mi-parcours » sur la faisabilité du captage du carbone, processus « difficile et complexe, n’ayant réussi pleinement nulle part », abonde David Cebon, professeur d’ingénierie à l’Université de Cambridge.
« Absurde »
Kawasaki indique cependant poursuivre les « études de faisabilité » sur l’approvisionnement en hydrogène australien, se disant « très optimiste » et assurant que l’objectif « reste inchangé ».
Mais M. Cebon n’exclut pas de voir le projet Australie-Japon « disparaître discrètement » en raison du coût du transport. Pour être acheminé par mer sous forme liquide, l’hydrogène doit être refroidi à -253 °C, processus extrêmement coûteux et énergivore.
« Je pense que les esprits les plus avisés du gouvernement australien viennent de réaliser à quel point c’est absurde », soupire Mark Ogge, du think-tank Australia Institute.
L’entreprise énergétique japonaise Kansai Electric s’est d’ailleurs retirée d’un autre projet de production d’hydrogène « vert » en Australie. Elle refuse de commenter les informations de presse selon la flambée des coûts l’aurait effrayée.
Le Japon, pauvre en ressources, est le cinquième plus grand émetteur mondial de dioxyde de carbone. Il produit déjà de l’hydrogène sur son territoire, principalement à partir de gaz naturel, de pétrole ou d’énergie nucléaire, bien que cette production soit limitée et onéreuse.
Certains experts restent confiants: Noe van Hulst, conseiller hydrogène auprès de l’AIE, juge important d’adopter une vision à long terme.
« Des projets pilotes permettent de tester les innovations par la pratique. C’est difficile de développer un marché de l’hydrogène bas carbone et cela prendra des décennies », comme pour l’éolien et le solaire, déclare-t-il à l’AFP.
Or, le solaire a finalement vu ses coûts s’effondrer, favorisant son adoption tous azimuts.
Et pour l’instant, « il n’existe pas vraiment d’alternative pour décarboner ces secteurs difficiles à électrifier comme l’acier, le ciment, les transports maritime et aérien », souligne M. van Hulst.
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