Lorsque la production éolienne et solaire dépasse la demande, une partie de l’électricité peut être convertie en hydrogène par électrolyse. Le gaz est ensuite stocké, puis utilisé directement ou reconverti en électricité lorsque le système en a besoin. Cette chaîne suscite un intérêt particulier pour les périodes longues, pendant lesquelles la production renouvelable et la consommation peuvent être déséquilibrées. Elle ne remplace toutefois ni les batteries ni les interconnexions : son intérêt dépend de la durée du besoin, des infrastructures disponibles et des usages possibles de l’hydrogène.
Le premier enjeu consiste à distinguer la puissance de stockage de sa capacité énergétique. Un électrolyseur peut absorber une puissance importante à certains moments, mais la quantité totale d’énergie stockée dépend aussi du volume disponible et de la durée de fonctionnement. Pour restituer l’électricité, il faut disposer d’une pile à combustible ou d’une turbine adaptée, ainsi que des équipements de raccordement nécessaires. Cette chaîne complète implique davantage d’étapes et de pertes qu’un stockage direct dans une batterie, ce qui la rend généralement moins adaptée aux ajustements rapides et fréquents.
En revanche, l’hydrogène peut contribuer à déplacer de l’énergie sur des durées plus longues, par exemple entre des périodes de forte production renouvelable et des épisodes prolongés de faible production. Le stockage souterrain en cavités salines offre, là où la géologie le permet, des volumes importants ; il ne constitue pas une option universelle. Les réservoirs, les conduites et les installations de conversion doivent répondre à des exigences de sécurité et de compatibilité des matériaux. La localisation des sites compte également : éloigner les électrolyseurs des ressources renouvelables ou des consommateurs peut accroître les besoins de transport et les contraintes sur le réseau.
Pour le système électrique, le pilotage de l’électrolyse est déterminant. Un fonctionnement flexible peut augmenter la consommation lorsque l’électricité renouvelable est abondante ou que le réseau connaît une contrainte à la hausse. Mais l’installation doit aussi répondre à ses propres impératifs : taux d’utilisation, coûts d’approvisionnement, disponibilité de l’eau et engagements de livraison. Un électrolyseur qui fonctionne constamment pour rentabiliser ses équipements ne contribue pas de la même façon à l’équilibrage qu’un appareil dont la consommation suit les signaux du réseau. Les règles de raccordement et la rémunération des services système influencent donc la flexibilité réellement mobilisable.
La reconversion de l’hydrogène en électricité doit être réservée aux situations où elle apporte une valeur au système que d’autres solutions ne fournissent pas efficacement. Son rendement global est sensiblement inférieur à celui d’un stockage électrique direct : une part importante de l’énergie initiale est perdue lors de l’électrolyse, du stockage et de la reconversion. Il faut comparer ce coût énergétique avec les besoins de capacité de stockage, la durée des épisodes déficitaires et les solutions concurrentes, comme le pilotage de la demande, les interconnexions ou les moyens pilotables bas carbone. La même molécule peut aussi servir de matière première ou de combustible dans certains secteurs, sans passer par une reconversion électrique.
Le bilan climatique dépend enfin de l’électricité utilisée pour produire l’hydrogène. Une production associée à une électricité fortement carbonée peut déplacer les émissions plutôt que les réduire ; l’origine de l’énergie et le moment de l’électrolyse sont donc essentiels. Pour planifier cette ressource, les décideurs doivent examiner ensemble la courbe de charge, les périodes de surplus et de déficit, les infrastructures de stockage et les usages finaux. L’hydrogène peut ainsi compléter la flexibilité du réseau pour des besoins longs ou spécifiques, à condition de ne pas le considérer comme un substitut général aux autres moyens de stockage et d’équilibrage.
