Hydrogène bas carbone, hydrogène vert, hydrogène renouvelable… Derrière ces termes, une même promesse : décarboner des procédés industriels difficiles à électrifier, tout en sécurisant la compétitivité des sites. Mais entre annonces de gigafactories, plans nationaux et réalité du terrain, où en sont réellement les opportunités pour les industriels, et plus spécifiquement pour les équipements de process ?

Pour de nombreux acteurs de la chimie, de la métallurgie, de l’agroalimentaire ou encore du verre, la question n’est plus « faut-il s’y intéresser ? », mais « comment passer d’un POC à une solution opérationnelle, rentable et sécurisée ? ».

Hydrogène bas carbone : de quoi parle-t-on exactement ?

Avant de parler investissements et rétrofits d’équipements, il est utile de clarifier le vocabulaire. On distingue généralement :

• Hydrogène gris : produit à partir de gaz naturel (vaporeformage) sans capture du CO₂. C’est l’hydrogène largement utilisé aujourd’hui dans la chimie et le raffinage.
• Hydrogène bleu : même procédé que le gris, mais avec captage et stockage du CO₂ (CCS ou CCUS). Son empreinte carbone dépend fortement du taux de captage et des fuites de méthane en amont.
• Hydrogène vert : produit par électrolyse de l’eau à partir d’électricité renouvelable (éolien, solaire, hydraulique…). C’est la référence en matière de décarbonation.
• Hydrogène bas carbone : hydrogène dont l’empreinte carbone est inférieure à un seuil défini par la réglementation (en Europe, projet de cadre délégué RED II / RFNBO, Taxonomie, etc.), qu’il soit « bleu » ou « vert ».

Pour un industriel, la vraie question est donc : quel hydrogène bas carbone est techniquement et économiquement accessible pour mon site, sur mon territoire, avec mon profil de consommation ?

Pourquoi l’hydrogène devient un sujet clé pour les procédés industriels

L’hydrogène bas carbone s’impose progressivement comme un levier sérieux pour trois types de besoins industriels :

• Remplacer un hydrogène déjà utilisé (raffinage, ammoniac, méthanol, engrais) par une version bas carbone, avec un impact direct sur le bilan CO₂.
• Substituer des combustibles fossiles (gaz naturel, fioul) dans des fours, chaudières ou sécheurs à haute température, là où l’électrification pure est complexe.
• Servir de matière première bas carbone pour produire de l’acier (DRI), des carburants de synthèse, des plastiques, ou des intermédiaires chimiques.

À ces drivers techniques s’ajoutent des pressions de plus en plus tangibles :

• Réglementaires : trajectoires de réduction des émissions imposées (ETS, CBAM, CSRD), normes de contenu carbone des produits.
• Clients : demande croissante de produits « low carbon » dans l’automobile, la construction, l’agroalimentaire.
• Financières : intégration du risque climatique dans les décisions d’investissement, accès plus favorable au financement pour les projets décarbonés.

Autrement dit, l’hydrogène bas carbone ne se résume plus à un sujet R&D ou à un projet vitrine. Pour certains métiers, c’est un prérequis pour maintenir l’activité à moyen terme.

Où sont les opportunités concrètes par type de procédés ?

Les opportunités ne sont pas les mêmes selon que l’on parle d’un four de fusion, d’une unité de cracking ou d’un sécheur indirect. Voici les principaux gisements identifiés sur le terrain.

Chimie, raffinage et engrais : priorité au « switch » d’hydrogène

Dans ces secteurs, l’hydrogène est déjà massivement consommé comme matière première ou agent réducteur. Les opportunités à court terme sont claires :

• Substitution de l’hydrogène gris par de l’hydrogène bas carbone via électrolyse ou vaporeformage avec captage de CO₂.
• Intégration progressive de mélanges (hydrogène bas carbone + hydrogène existant) pour lisser l’impact économique.
• Optimisation de la flexibilité : adapter les consommations d’H₂ aux périodes où l’hydrogène (ou l’électricité pour l’électrolyse) est le moins coûteux.

Impact côté équipements de process :

• Adaptation des réseaux de distribution interne (canalisations, soupapes, dispositifs de sécurité) aux caractéristiques de l’H₂ bas carbone (pression, pureté, humidité).
• Mise à niveau des systèmes d’analyse en ligne (chromatographes, capteurs de traces d’oxygène, analyseurs de composition).
• Reconfiguration de certains réacteurs et colonnes pour prendre en compte des profils de réactivité différents liés à la pureté ou aux impuretés de l’hydrogène.

Les premiers retours d’expérience montrent qu’un projet de « switch H₂ » réussi commence rarement par la technologie d’électrolyse, mais bien par un audit détaillé des flux d’hydrogène existants sur le site.

Sidérurgie et métallurgie : hydrogène comme réducteur et vecteur thermique

Dans la sidérurgie, l’hydrogène arrive au cœur du procédé avec les technologies de réduction directe du minerai de fer (DRI) utilisant de l’H₂ à la place du charbon.

Les impacts pour les équipements sont structurants :

• Fours et réacteurs de réduction conçus pour fonctionner avec des mélanges riches en hydrogène, à des températures et vitesses de transfert différentes.
• Systèmes de brûleurs adaptés H₂ (mono ou co-combustion gaz naturel / hydrogène) sur les fours de réchauffage, trempe ou traitement thermique.
• Renforcement du monitoring sécurité (détection de fuites, ventilation, gestion des zones ATEX) dans des ateliers historiquement peu exposés à l’H₂.

L’hydrogène ne remplace pas seulement le carbone comme agent réducteur ; il change également les profils thermiques, les régimes de combustion et la gestion des sous-produits. D’où la nécessité d’une approche conjointe procédés & équipements dès les phases de faisabilité.

Agroalimentaire, verre, matériaux : décarboner la chaleur de procédé

Dans ces secteurs, l’hydrogène est surtout regardé comme substitut partiel ou total au gaz naturel sur la chaleur de procédé, en particulier pour :

• Fours de fusion et de recuisson (verre, céramique, matériaux de construction).
• Fours à tunnel, sécheurs haute température, fours de cuisson (agroalimentaire, métallurgie légère).
• Chaudières industrielles pour eau surchauffée ou vapeur de process.

Les opportunités dépendent fortement de la capacité des équipements à accepter des mélanges hydrogène / gaz naturel :

• Co-combustion progressive : de 10-20 % d’H₂ dans le gaz naturel jusqu’à des taux plus élevés, sous réserve de compatibilité des brûleurs.
• Rétrofit de brûleurs pour accepter des taux d’H₂ plus importants, en tenant compte de la vitesse de flamme, du NOx et des risques de flashback.
• Nouvelle génération de fours H₂-ready pensée dès la conception pour une bascule ultérieure vers un hydrogène plus abondant.

Les études pilotes menées sur des fours de verrerie ou des lignes de cuisson montrent qu’une approche « tout hydrogène » n’est pas forcément réaliste à court terme, mais qu’un mix optimisé électricité + H₂ + efficacité énergétique peut générer des gains CO₂ significatifs tout en préservant la stabilité du process.

Impacts techniques sur les équipements de process : ce qu’il faut anticiper

Passer à l’hydrogène bas carbone n’est pas une simple question de « changer de combustible ». Côté équipements de process, plusieurs familles d’impacts reviennent systématiquement dans les projets.

Combustion et performances thermiques

L’hydrogène a des propriétés de combustion très différentes du méthane :

• Vitesse de flamme plus élevée, impliquant un risque accru de flashback dans les brûleurs non adaptés.
• Plage d’inflammabilité plus large, ce qui augmente les risques en cas de fuites.
• Flamme souvent moins visible, nécessitant des systèmes de détection adaptés.
• Tendance à générer davantage de NOx thermiques si la conception du brûleur n’est pas optimisée.

Pour les industriels, cela se traduit par :

• La nécessité d’adapter la régulation (rapport air/combustible, contrôle en O₂, pilotage des températures de paroi).
• Des modifications de brûleurs ou leur remplacement pour une utilisation sûre et performante de mélanges riches en H₂.
• Une attention particulière portée à la répartition de la chaleur dans les fours pour ne pas dégrader la qualité du produit.

Matériaux, corrosion et étanchéité

L’hydrogène est une petite molécule, avec une forte capacité de diffusion, qui peut générer :

• Des problèmes de perméation dans certaines membrane ou joints.
• Des risques d’fragilisation par l’hydrogène (hydrogen embrittlement) sur certains aciers.
• Des exigences accrues sur les tests d’étanchéité et de contrôle de qualité des assemblages (soudés, bridés).

Sur les équipements de process, il est crucial de vérifier :

• La compatibilité matériaux (aciers, alliages, joints, revêtements) avec les pressions, températures et puretés d’H₂ envisagées.
• La capacité des équipements sous pression (réservoirs, échangeurs, tuyauteries) à supporter des cycles de pression plus fréquents ou plus élevés.
• Le besoin de renforcer les programmes d’inspection (CND, contrôle de fissures, suivi de vieillissement).

Sécurité, instrumentation et automatisation

La maîtrise du risque H₂ impose une révision des logiques de sécurité et de l’instrumentation :

• Déploiement de détecteurs d’hydrogène dans les zones à risque, intégrés au système de sécurité instrumenté (SIS).
• Revue des zones ATEX et adaptation des matériels électriques.
• Mise à jour des scénarios d’arrêt d’urgence (ESD) et des séquences de purge des lignes.
• Renforcement de la formation des opérateurs sur les spécificités de l’H₂ (inflammabilité, diffusion, invisibilité de la flamme).

Plusieurs industriels rapportent que l’acceptabilité interne des projets H₂ a fortement progressé dès lors que la démarche sécurité a été abordée très en amont, avec les équipes HSE, maintenance et production à la même table que les procédés et les fournisseurs d’équipements.

Comment structurer un projet hydrogène bas carbone côté industriel ?

Pour éviter l’effet « démonstrateur isolé », les sites qui avancent le plus vite suivent des démarches structurées, avec quelques constantes.

Étape 1 : cartographier les usages et les équipements éligibles

Le point de départ est un bilan énergétique et matière détaillé du site, avec un zoom sur :

• Les consommations actuelles d’hydrogène (quantités, puretés, profils horaires, coûts).
• Les usages de chaleur de procédé > 150–200 °C (fours, chaudières, sécheurs, réacteurs).
• Les équipements fonctionnant déjà au gaz naturel ou au fioul, potentiellement convertibles en H₂ ou co-combustion.

Objectif : identifier des « îlots hydrogène » prioritaires, techniquement atteignables et avec un ROI potentiel intéressant (par exemple un four majeur ou une unité continue à fort taux d’utilisation).

Étape 2 : analyser les options d’approvisionnement en hydrogène

Ensuite vient la question de la source :

• Hydrogène sur site (électrolyseurs, reformeurs avec captage de CO₂) : plus d’investissement, mais plus de maîtrise sur les coûts et la sécurité d’approvisionnement.
• Hydrogène livré (camions, pipelines, réseaux locaux H₂) : moins d’investissement initial, mais dépendance accrue aux conditions de marché et aux infrastructures locales.
• Stratégies hybrides : production locale partielle + compléments via des contrats d’approvisionnement.

Le dimensionnement d’un électrolyseur, par exemple, est intimement lié au profil de consommation des équipements de process : pointe vs base, continuité du procédé, flexibilité possible, intégration avec un PPA renouvelable, etc.

Étape 3 : réaliser une étude de faisabilité techno-économique par cas d’usage

Plutôt que de raisonner en « % de substitution globale », les projets les plus robustes s’appuient sur des cas d’usage ciblés :

• Four de recuisson n°3 : passage à 30 % d’H₂ en co-combustion, avec retrofit de brûleurs et optimisation de la régulation.
• Unité d’ammoniac : substitution progressive de 20 à 50 % de l’hydrogène gris par de l’hydrogène bas carbone.
• Nouvelle ligne de traitement thermique : conception H₂-ready dès le cahier des charges.

L’étude de faisabilité intègre :

• Une analyse procédés (stabilité, qualité produit, contraintes de production).
• Un audit des équipements (compatibilité, besoins de retrofit, obsolescence).
• Une analyse CAPEX/OPEX intégrant les aides publiques, le coût du CO₂ évité, et les scénarios de prix de l’énergie.

Étape 4 : tester à petite échelle, instrumenter et capitaliser

La plupart des industriels passent par une phase pilote, sur un équipement représentatif :

• Test de co-combustion H₂/gaz naturel sur un four pilote.
• Intégration d’H₂ bas carbone sur une ligne de production en fonctionnement dégradé (campagnes dédiées).
• Simulations avancées (CFD, jumeaux numériques) couplées à des essais terrain.

Les retours d’expérience montrent l’importance de :

• Mettre en place une instrumentation renforcée (températures de paroi, profils de chaleur, émissions NOx, fuites H₂).
• Documenter finement les impacts sur la qualité produit (métallurgie, couleurs, texture, propriétés fonctionnelles).
• Impliquer très tôt les fournisseurs d’équipements pour sécuriser les garanties de performance.

Checklist opérationnelle pour les responsables de sites et directeurs industriels

Pour passer d’une intention stratégique à un programme concret, une checklist simple peut servir de fil conducteur :

• Avez-vous cartographié vos usages actuels d’H₂ et de chaleur de procédé à haute température ?
• Disposez-vous d’une vision claire de la disponibilité d’hydrogène bas carbone sur votre territoire (projets en développement, hubs H₂, infrastructures) ?
• Quels équipements de process sont potentiellement convertibles (fours, chaudières, sécheurs, réacteurs) à court terme, avec un retrofit raisonnable ?
• Avez-vous engagé un premier screening matériaux et sécurité sur vos tuyauteries, réservoirs, brûleurs et accessoires ?
• Un cas d’usage prioritaire a-t-il été identifié, avec un sponsor interne (responsable d’unité, directeur de production) ?
• Votre équipe projet intègre-t-elle l’ensemble des fonctions clés : procédés, maintenance, HSE, achats énergie, finance, IT/OT ?
• Avez-vous défini des indicateurs de performance spécifiques au projet hydrogène (CO₂ évité, kWh H₂ consommés, disponibilité des équipements, coûts par tonne produite) ?
• Avez-vous cartographié les dispositifs d’aides et de financement disponibles (national, européen, régional) ?

Indicateurs à suivre pour piloter un projet hydrogène sur un site industriel

Au-delà des essais techniques, les sites qui réussissent à pérenniser leurs projets hydrogène sont ceux qui savent les piloter dans la durée avec des KPI clairs, par exemple :

• Tonnes de CO₂ évitées par tonne de produit fini (ou par MWh thermique) liée à l’introduction d’H₂ bas carbone.
• Coût complet de la chaleur de procédé (€/MWh) avant / après introduction d’H₂, incluant énergie, maintenance, amortissement des équipements.
• Disponibilité des équipements convertis (taux de disponibilité, temps moyen entre pannes, incidents liés à l’H₂).
• Part d’hydrogène bas carbone dans la consommation totale d’H₂ du site.
• Émissions atmosphériques associées (NOx, autres polluants) afin de vérifier le respect des seuils réglementaires.
• Taux d’incidents sécurité (fuites détectées, alarmes H₂, near-miss) et temps de réaction.

Ces indicateurs, suivis dans le temps, permettent d’objectiver les performances, de sécuriser l’acceptabilité interne et de préparer de nouvelles phases d’extension.

Se positionner dès maintenant sans tomber dans le « tout hydrogène »

L’hydrogène bas carbone ne sera ni la solution unique, ni instantanée à la décarbonation industrielle. Mais pour de nombreux procédés, en particulier ceux à haute température ou fortement dépendants de l’hydrogène comme matière première, il fait désormais partie du mix incontournable aux côtés de :

• L’électrification directe quand elle est techniquement possible et compétitive.
• L’efficacité énergétique et la récupération de chaleur fatale.
• Les carburants alternatifs (biogaz, e-fuels, biomasse durable) selon les territoires.

Du point de vue des équipements de process, le sujet n’est plus seulement « quel hydrogène choisir ? », mais « comment rendre mes installations H₂-ready pour ne pas verrouiller les options de décarbonation des 15–20 prochaines années ? ».

Pour les directions industrielles, l’enjeu est donc double :

• Initier dès aujourd’hui des projets ciblés sur des cas d’usage concrets, mesurables et finançables.
• Intégrer systématiquement la compatibilité hydrogène dans les décisions d’investissement et de renouvellement des équipements de process.

Ceux qui sauront articuler intelligemment hydrogène bas carbone, optimisation des procédés et modernisation de leurs équipements disposeront d’un avantage compétitif tangible, à la fois sur leur bilan carbone et sur la résilience industrielle de leurs sites.