Cet été, nous avons été chaleureusement accueillis par un citoyen pionnier, prêt à partager son retour d’expérience pour enrichir nos réflexions sur le stockage d’énergie. Nous le remercions vivement.
1. Défi : le décalage entre production et besoin
La maison de notre hôte est équipée de panneaux solaires et, comme beaucoup, il fait face à un problème bien connu : son électricité, produite en été, n’est pas disponible quand il en a le plus besoin, en hiver. Pour décaler sa production d’une, voire deux saisons, il a fait le pari du stockage par hydrogène, une solution encore rare à l’échelle d’un particulier.
L’installation a été mise en service en septembre 2024 et était en maintenance lors de notre visite. Elle permet à la maison d’être autonome deux mois sur les trois mois d’hiver. Pour atteindre la pleine autonomie, il faudrait ajouter huit bouteilles de stockage, mais l’installation sortirait alors de la catégorie des petites installations (moins de 25 kg d’hydrogène), avec les contraintes réglementaires que cela implique.
Le profil de consommation
Le logement est entièrement électrique et consomme environ 11 300 kWh par an. Les principaux postes sont une voiture électrique citadine, un chauffage par le sol alimenté par une pompe à chaleur de 2 kW, une ventilation mécanique contrôlée (VMC) et les usages habituels d’un logement.
2. Une installation en trois volets
Le système empile trois technologies: le photovoltaïque, la batterie pour la stockage rapide, puis l’hydrogène.
2.1 Le volet photovoltaïque
- 29 panneaux de 445 W, soit 12,905 kWc, installés dans le jardin.
- Production annuelle : 8 643 kWh, selon la plateforme de gestion Victron. Elle est inférieure à la moyenne wallonne pour cette puissance, sans doute en raison de pertes liées à l’ombrage ou à un bridage de l’onduleur.
- Un onduleur Fronius Symo triphasé (puissance à confirmer, de l’ordre de 10 kW), qui convertit le courant continu des panneaux en courant alternatif à la tension du réseau (400 V).
=> Résultat estimé : 32 % d’autosuffisance et 46 % d’autoconsommation, pour un coût d’environ 13 500 € TVAC, pose comprise.
2.2 Le volet batterie LiFePO₄
- Trois Victron MultiPlus II, des chargeurs-onduleurs qui convertissent le courant alternatif en courant continu (48 V) pour charger ou décharger les batteries. Ils assurent aussi une fonction de secours : en cas de coupure du réseau, l’installation solaire et les batteries continuent d’alimenter la maison.
- 20 kWh de batteries Pylontech 48 V de technologie LiFePO₄.
=> Résultat estimé : environ 54 % d’autosuffisance et 80 % d’autoconsommation, soit un gain de 22 % d’autosuffisance pour un coût d’environ 10 500 € TVAC, pose comprise.
Les 20 % de production qui seraient encore injectés sur le réseau, soit environ 1 700 kWh par an selon nos estimations, alimenteront la partie hydrogène.
Onduleur, chargeurs-onduleurs et batteries dans le local technique. (Installation réalisée par Noveway.)
2.3 Le volet hydrogène
La chaîne hydrogène (installation réalisée par H2gremm) repose sur quatre modules : un électrolyseur, une pile à combustible, un système de purification d’eau et un stockage sous pression.
L’électrolyseur : de l’eau à l’hydrogène
L’électrolyseur utilise l’électricité excédentaire pour décomposer l’eau : 2 H₂O → 2 H₂ + O₂. L’électricité superflue est ainsi « stockée » sous forme de dihydrogène gazeux dans des bouteilles sous pression, tandis que le dioxygène est évacué vers l’extérieur. Le gaz (H₂) produit atteint une pureté de 99,9 %, et peut dépasser 99,999 % après purification, ce qui le rend adapté aux piles à combustible.
Un point de vigilance concerne les matériaux. Les électrolyseurs de type PEM utilisent des catalyseurs à base de platine d’un côté, d’iridium ou de ruthénium de l’autre. Ces métaux sont rares, ce qui limite le déploiement à grande échelle et pèse sur les coûts. La technologie AEM retenue ici vise justement à s’en affranchir en recourant à des catalyseurs à base de métaux plus courants comme le nickel. Ce métal est relativement abondant mais est considéré en Europe comme matière première critique en raison des contraintes d'approvisionnement.
La Pile à combustible : de l’hydrogène à l’eau
Pile à combustible de type PEMFC (membrane échangeuse de protons) consomme de l’hydrogène pour produire de l’électricité. L’hydrogène réagit électrochimiquement avec l’oxygène de l’air, ce qui permet de produire de l’électricité à la demande, selon le principe inverse de celui de l’électrolyseur. Cette réaction produit également de l’eau, qui est évacuée par un drain périphérique.
La purification de l’eau
L’électrolyse exige une eau très pure. Le système de purification demande sans doute une maintenance importante pour garantir cette qualité, ce qui est un poste d’entretien à ne pas négliger.
Le stockage
Les 17 kg stockés représentent environ 566 kWh d’énergie chimique. Pour atteindre la pleine autonomie, il faudrait huit bouteilles supplémentaires, ce qui porterait le stock à plus de 25 kg net et ferait changer l’installation de catégorie réglementaire.
3. Quel bilan d’autonomie ?
Les 1 700 kWh par an de surplus, une fois stockés sous forme d’hydrogène puis reconvertis, permettraient de récupérer entre 510 et 765 kWh par an (soit 30 à 45 % de rendement). Le recours à l’électricité du réseau pour produire davantage d’hydrogène entraînerait un coût de revient prohibitif : l’installation n’est donc alimentée que par le surplus solaire.
Ce calcul suppose que tout le surplus puisse être stocké. Or, au rythme de 4,8 kWh par Nm³, produire un kilogramme d’hydrogène demande environ 53 kWh => 1 700 kWh permettraient d’en produire une trentaine de kilos, plus que les 17 kg stockables. Si le réservoir n’est rempli et vidé qu’une fois par an, c’est la capacité de stockage qui plafonne le gain, et non la production. Le cycle réel du réservoir, visible dans le suivi ci-dessous, sera à observer sur une année complète.
4. Principe de fonctionnement
La logique est entièrement automatique. Lorsque les batteries atteignent 100 %, le surplus de production bascule vers l’électrolyseur. À l’inverse, quand les batteries descendent sous 30 à 40 % de charge et qu’il reste suffisamment de gaz, la pile à combustible redémarre pour les réalimenter. L’installateur surveille à distance les pressions, les températures et la production.
Suivi sur la plateforme Grafana de H2gremm : pression du réservoir (en haut) et état de charge des batteries (en bas).
On y voit la pression du réservoir monter au fil des mois jusqu’à près de 300 bars, puis redescendre quand la pile à combustible prend le relais, tandis que l’état de charge des batteries oscille au quotidien.
5. Rendement : le prix du stockage saisonnier
Chaque étape de la chaîne fait perdre de l’énergie. Données recueillies dans une publication récente :
(Source : https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0960148124000983. )
En comparaison, une batterie LiFePO₄ restitue 85 à 95 % de l’électricité reçue.
L’hydrogène ne « crée » donc pas d’énergie : il permet de stocker l’énergie solaire de l’été pour la restituer en hiver. Avec un rendement aller-retour de 30 à 45 %, chaque kWh restitué en hiver a demandé environ 3 kWh de surplus solaire en été. L’équation ne se justifie que parce que ces surplus seraient sinon « perdus ». C’est précisément le calcul que fait l’ADEME (agence de la transition écologique en France) lorsqu’elle souligne l’intérêt du power-to-gas pour valoriser les excédents d’énergies renouvelables non injectables.
Stockage longue durée
L’hydrogène a pour avantage de pouvoir être stocké sur de longues périodes avec relativement peu de pertes, dans des conditions adaptées. Les batteries au plomb, et même certaines batteries Li-ion, peuvent perdre une part non négligeable de leur charge lors d’un stockage prolongé. Les batteries LiFePO₄ ont toutefois amélioré cette situation : plus accessibles économiquement, elles reposent sur des matériaux relativement abondants, sans cobalt ni nickel, et affichent une faible autodécharge, de l’ordre de 3 % par mois dans des conditions favorables, soit environ 10 % sur trois mois. Les batteries LiFePO₄ ne sont cependant pas exemptes d’impacts environnementaux, notamment liés à l’extraction et au raffinage des matières premières nécessaires à leur fabrication.
6. Sécurité, maintenance et cadre réglementaire
Les risques propres à l’hydrogène
La maintenance ne doit pas être négligée. L’hydrogène est hautement inflammable et, stocké sous haute pression, une fuite ou une défaillance peut entraîner un risque d’incendie ou d’explosion. C’est aussi la plus petite des molécules : elle diffuse facilement, peut traverser certains matériaux et s’échapper par de très petites fuites. Le choix des matériaux, des raccords et des systèmes d’étanchéité est donc déterminant. Enfin, l’hydrogène peut fragiliser certains métaux et augmenter ainsi le risque de fuite. À titre indicatif, voici une comparaison avec le méthane
(Source : https://www.youtube.com/watch?v=goqBK2I2C5w)
Les protections mises en place
- Ventilation : une grille d’aération évacue les résidus d’hydrogène. Le gaz est 14 fois moins dense que l’air et s’échappe naturellement.
- Séparation des pressions : la partie basse pression (quelques bars) peut se trouver dans une pièce bien ventilée de l’habitation, tandis que la haute pression (300 bars maximum) est renvoyée directement vers les bouteilles à l’extérieur.
- Protection contre le gel : sous 5 °C, la production s’arrête automatiquement, car le gel peut bloquer les circuits d’eau et créer une surpression.
- Évents de sécurité : leur obstruction créerait un risque de surpression. Leur nombre devra passer à quatre.
- Suivi à distance par l’installateur.
Le parcours administratif du pionnier
À l’époque du projet, aucune règle ne cadrait spécifiquement l’hydrogène domestique : l’installation de production a dû être déclarée dans la catégorie « autres gaz », faute de reconnaissance spécifique. Depuis, les contrôles ont évolué :
- En dessous de 25 kg net stockés, aucune autorisation communale n’est requise à ce jour, mais un contrôle annuel par l’installateur s’impose.
- Les bouteilles devront être reculées d’au moins 4 mètres de la maison, une norme encore provisoire, le dossier devant être réexaminé prochainement.
- Le nombre d’évents de sécurité devra passer à quatre.
7. Et sur le plan économique ?
À l’échelle du particulier
L’investissement global s’élève à 65 000 à 70 000 €. Si l’on retire les 13 500 € de panneaux et les 10 500 € de batteries, il reste environ 41 000 à 46 000 € pour le volet hydrogène, dont 15 000 à 20 000 € de matériel, le reste correspondant à la main-d’œuvre et au génie civil et électrique.
Avec une économie d’environ 300 € par an (700 kWh économisés à 0,45 €/kWh), le retour sur investissement apparaît difficilement envisageable sur une durée raisonnable. Le citoyen en était parfaitement conscient, mais cela ne l’a pas découragé : il s’est lancé avec la conviction que son projet apporterait avant tout une valeur pédagogique et expérimentale. Il est d’ailleurs régulièrement sollicité par des écoles techniques et des centres de formation, ce qui témoigne de l’intérêt de sa démarche comme outil de démonstration et d’apprentissage.
À l’échelle industrielle
L’étude citée plus haut indique que le coût actualisé de l’hydrogène issu de l’électrolyse PEM se situe entre 3,9 et 5,2 €/kg dans les conditions actuelles de raccordement au réseau, et pourrait chuter à 1,2 à 2,1 €/kg d’ici 2035 grâce à l’amélioration des matériaux et à l’intégration d’électricité d’origine renouvelable. Avec 33,3 kWh/kg et un rendement global de 30 à 45 %, on obtient le coût de l’électricité effectivement restituée :
(Source : https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0960148124000983. )
Atteindre ces niveaux dépendra du dimensionnement, du taux d’utilisation des installations, du prix de l’électricité et des conditions de fonctionnement. Un usage suffisamment régulier de l’électrolyseur et de la chaîne de stockage sera déterminant pour amortir les investissements, ce qui est précisément la difficulté d’un stockage saisonnier qui ne tourne qu’une partie de l’année.
Un pari pour les pionniers
Les prestataires proposant aujourd’hui ce type de solutions sont encore peu nombreux et certains sont de jeunes entreprises. Un risque commercial et industriel, notamment en cas de défaillance ou de faillite du prestataire, ne peut donc être totalement écarté. Les normes et les technologies sont par ailleurs appelées à évoluer, tandis que les coûts pourraient diminuer avec la montée en puissance de la filière. Des retours d’expérience transparents, portant tant sur les avantages que sur les limites de ces solutions, sont dès lors nécessaires pour mieux évaluer leur pertinence et leur niveau de maturité.
8. Et à plus grande échelle ? Le réseau de gaz
Des études sont en cours pour évaluer la possibilité, à terme, d’utiliser le réseau gazier afin de stocker les excédents d’électricité renouvelable sous forme de gaz, notamment via l’hydrogène. L’idée est aussi d’y associer une étape de méthanation, qui combine l’hydrogène avec du CO₂ pour produire du méthane de synthèse (e-méthane).
Le e-méthane pourrait être injecté directement dans le réseau, sans adaptation majeure préalable des infrastructures. Cette solution convertirait une électricité renouvelable difficilement stockable en un gaz renouvelable stockable et transportable, tout en valorisant le CO₂ capté sur certains sites industriels ou issu de l’épuration du biogaz. Il pourrait ainsi se substituer au gaz naturel pour certains usages domestiques et industriels.
Son gros problème reste le rendement, car on cumule plusieurs étapes énergivores : électricité → électrolyse → H₂ → méthanation → e-méthane → combustion.
9. En conclusion :
Le stockage hydrogène est
- Faisable, mais pas avantageux : l’hydrogène domestique fonctionne, pour un gain d’environ 8 points d’autonomie et un retour sur investissement hors de portée.
- Un rendement de 30 à 45 % : chaque kWh restitué en hiver coûte environ 3 kWh de surplus d’été, contre 85 à 95 % pour une batterie LiFePO₄.
- Un atout disputé : la conservation sur de longues périodes avec peu de pertes, précieuse pour le stockage saisonnier aujourd’hui concurrencé par les batteries LiFePO₄ de plus en plus performantes.
- Une technologie exigeante : sécurité, étanchéité, maintenance et cadre réglementaire encore en construction.
- Une valeur de démonstration : ce type de projet pionnier éclaire les conditions dans lesquelles l’hydrogène pourrait devenir pertinent, notamment si les coûts baissent.
- Filière jeune : peu de prestataires, risque de défaillance, de faillite et manque de recul sur la maintenance à long terme.
- Les études récentes ne permettent pas de conclure que le stockage d’hydrogène est systématiquement moins ou plus impactant que le stockage par batterie. Le bilan dépend notamment des matériaux, des équipements, de leur durée de vie, du mode de production de l’hydrogène et des éventuelles fuites.
Les retours d’expérience honnêtes, sur les avantages comme sur les limites, sont précieux pour évaluer ces solutions. Merci.
A suivre ...