Shell prépare la plus grande raffinerie d'Europe pour l'hydrogène vert.

Shell est prêt à commencer des opérations d'hydrogène renouvelable à la plus grande raffinerie d'Europe, avec son électrolyseur Holland Hydrogen 1 presque terminé alors que l'entreprise se prépare à répondre aux réglementations croissantes en matière de carburants verts en Europe.

L'usine d'hydrogène renouvelable de 200 mégawatts produira 60 tonnes métriques par jour pour approvisionner la raffinerie Pernis de Shell, située à proximité, qui traite 404 000 barils par jour à Rotterdam à partir de la fin de 2026.

Le site se trouve à l'extrémité de l'extension artificielle Maasvlakte du port de Rotterdam, construite sur des terres récupérées de la mer.

La halle de l'électrolyseur à Holland Hydrogen 1 est prête à recevoir les cellules de production d'hydrogène vert, qui seront assemblées dans un bâtiment adjacent avant installation. Un complexe de tuyaux et de réservoirs de stockage disposés en 10 rangées abritera chacun un empilement d'électrolyse alcaline de 20 MW de l'entreprise Thyssenkrupp Nucera.

Les cellules électrolyseurs sont les dernières pièces à être installées dans l'usine, déclenchant le début de la garantie de fabrication.

Les cellules seront alimentées en eau déminéralisée de haute pureté mélangée à un électrolyte d'hydroxyde de potassium, l'hydrogène étant envoyé aux compresseurs pour le pipeline et l'oxygène étant rejeté dans l'air.

Les compresseurs sont entourés sur trois côtés par d'énormes murs en béton épais pour protéger la zone adjacente de toute explosion en cas d'accident.

La soudure reliant le pipeline de 32 km à l'électrolyseur a été achevée en mars, tandis que des travaux se poursuivent à la raffinerie pour connecter l'autre extrémité.

Shell a un accord de passage et de connexion avec l'opérateur de pipeline Gasunie, et d'autres producteurs sont prêts à partager le pipeline à l'avenir. L'électrolyseur ELYgator de 200 MW d'Air Liquide est en construction à côté de Holland Hydrogen 1.

À Pernis, un vaste complexe industriel de la taille d'une ville, Shell exploite son propre réseau de pipelines d'hydrogène, avec des approvisionnements provenant de son propre réformeur à vapeur de méthane alimenté au gaz, de l'hydrogène par produit des opérations de raffinerie et de la production de tiers provenant de sociétés de gaz industriels à proximité.

À pleine capacité, l'électrolyseur fournira environ 5 % à 10 % des besoins en hydrogène de la raffinerie, tandis que le volume fourni fluctuera selon le profil de production, qui suivra la production d'énergie éolienne offshore sur une base mensuelle.

"Au fil du temps, nous avons compris comment faire cela", a déclaré Andy Beard, responsable de l'hydrogène chez Shell. "Ce n'est pas facile, vous voyez la complexité."

La raffinerie pourrait équilibrer la consommation d'hydrogène grâce à l'optimisation des unités ou en prenant moins de fournisseurs tiers, a-t-il déclaré, s'exprimant à Platts le 22 avril dans un bureau temporaire surplombant le site de construction de l'électrolyseur.

Acte d'équilibre
Pour être considéré comme de l'hydrogène vert selon les réglementations de l'UE, l'électricité connectée au réseau alimentant l'électrolyseur doit être égale à la production renouvelable chaque mois, passant à un appariement horaire à partir de 2030.

L'électrolyseur recevra de l'énergie via le réseau provenant du parc éolien offshore Hollandse Kust Noord de 759 MW qu'il possède avec Eneco par le biais de la coentreprise CrossWind, qui a commencé sa production en décembre 2023.

Shell fera varier l'électrolyseur selon la production éolienne, évaluant les prix de l'électricité spot par rapport au prix de l'hydrogène et optimisant la production en conséquence, a déclaré Beard.

L'entreprise vendra de l'hydrogène à la raffinerie au tarif du marché pour des raisons de calcul fiscal. Si les prix de l'électricité sont élevés et que les prix de l'hydrogène sont bas, les gestionnaires de négociation pourraient vendre l'électricité au réseau plutôt que de faire fonctionner l'électrolyseur.

L'hydrogène est utilisé dans la raffinerie pour casser des molécules d'hydrocarbures plus longues en produits plus précieux tels que le carburant d'aviation et le diesel, et pour désulfurer le pétrole brut et les carburants.

L'usine sera l'un des premiers électrolyseurs de cette taille à fonctionner dans le monde, et Beard a déclaré que Shell apprendrait comment optimiser le fonctionnement de l'électrolyseur avant de envisager une expansion sur le site, bien qu'il ait noté qu'il y avait de la place pour accueillir une autre installation de 200 MW à côté de HH1.

L'entreprise est également proche de terminer un autre électrolyseur de 100 MW -- Refhyne II -- à sa raffinerie de Rheinland en Allemagne.

Politique pesante
Holland Hydrogen 1 répondra aux critères d'additionnalité selon les règles de l'UE, selon lesquelles les électrolyseurs doivent être mis en service dans les trois ans suivant la nouvelle capacité renouvelable, mais en commençant d'ici la fin de l'année, l'installation bénéficiera également d'une exemption de 10 ans de ce critère.

Le calendrier du projet a été retardé par rapport au calendrier initial, principalement pour s'aligner sur les évolutions réglementaires, a déclaré Beard.

Le passage à un appariement horaire réduirait l'utilisation de l'électrolyseur de 20 % et augmenterait les coûts de production d'environ 2 Eur/kg, a déclaré Beard.

Platts, partie de S&P Global Energy, a évalué le coût de production d'hydrogène vert conforme aux normes de l'UE par électrolyse alcaline aux Pays-Bas, soutenu par des contrats d'achat d'électricité renouvelable, à 7,93 Eur/kg (9,27 $/kg) le 27 avril.

De nombreux acteurs de l'industrie appellent l'UE à assouplir les règles de production d'hydrogène pour les premiers entrants.

"Nous espérons que les gens verront l'intérêt d'aborder certaines de ces règles car c'est un coût qui est inutile à ce stade de l'industrie", a déclaré Beard. Il a souligné la nécessité de changements politiques "chirurgicaux" qui évitent de créer des années d'incertitude réglementaire.