Hydrogène « vert » : fantasmes et réalités (Note)

Utilité de l'article : Cette notre décrit le rôle que pourrait avoir l'hydrogène « vert » dans la transition énergétique, ainsi que les enjeux auquel il est confronté.  Des politiques publiques classiques seraient bénéfiques, mais le recours à de nouveaux outils pour promouvoir son utilisation doit être une priorité.

Résumé :

  • Bien que l'hydrogène puisse être produit de différentes manières, 95 % de la production globale est issue d'énergies fossiles actuellement.
  • En France, dans le contexte de la transition énergétique, la production d'hydrogène décarboné est une priorité pour la souveraineté des secteurs industriel et énergétique.
  • L'hydrogène « vert » doit faire face à un certain nombre de défis : coûts élevés, difficultés de traçage de son origine, technologies peu performantes ou en cours de développement, besoins d'infrastructures adaptées.
  • Les pouvoirs publics peuvent accompagner le déploiement de ces technologies, grâce à des outils classiques comme les subventions ou les labels.
  • Des nouveaux outils sont également à disposition :  contrats de différence liés au carbone, nouvelles organisations de marché et « vallées hydrogène ».

Le dihydrogène H2 (hydrogène) est l'élément le plus abondant dans l'univers. Toutefois, l'hydrogène n'est pas une source énergie[i] en tant que tel mais un vecteur d'énergie, produit au moyen d'une réaction chimique à partir d'une ressource primaire.

L'hydrogène est ainsi aujourd'hui essentiellement utilisé dans le secteur industriel, par exemple pour la production d'ammoniac et de méthanol, ainsi que dans les procédés de raffinage des produits pétroliers, carburants et biocarburants.

L'hydrogène n'émet pas du dioxyde de carbone (CO2) lors de sa combustion, mais celui-ci peut être produit de différentes manières qui, elles, peuvent générer des émissions de gaz à effet de serre. Historiquement, sa production repose sur le vaporeformage[ii] d'énergies fossiles, comme le pétrole, le gaz ou le charbon (hydrogène « gris » ou fossile). En bref, cela consiste à obtenir de l'hydrogène et du CO2 à partir de méthane et d'eau. D'après l'IRENA (2018), 95 % de la production globale est actuellement issue d'énergies fossiles[iii], cf. Figure 1.

Figure 1 : Production globale d'hydrogène

 Source : IRENA (2018)

Cependant, ce gaz peut être également produit de façon décarbonée grâce aux progrès de la technologie de l'électrolyse de l'eau[iv], si et seulement si l'électricité utilisée pour sa production est elle-même décarbonée. En effet, un électrolyseur permet la séparation des molécules d'eau en oxygène et hydrogène, à l'aide d'un courant électrique. Dans ce cas, on parle alors d'hydrogène « vert » ou « renouvelable ». La capacité de production par électrolyse reste actuellement très limitée : 25,4 MW par an (AIE, 2020).  

Une autre alternative consiste à complémenter la production par vaporeformage avec des technologies de captage et stockage de carbone (hydrogène « bleu »[v] ou « bas-carbone »).  Il est également possible d'utiliser du biométhane (méthane issu de la fermentation de la biomasse) en remplacement des énergies fossiles. En France, il existe une autre forme d'hydrogène bas-carbone : issu de l'électrolyse, mais avec de l'électricité provenant essentiellement de l'énergie nucléaire (hydrogène « jaune »).

A noter que l'hydrogène « vert » est peut-être qualifié comme « renouvelable » ; l'hydrogène « gris » comme « fossile », et les hydrogènes « bleu » et « jaune » peuvent être regroupés sous l'appellation « bas-carbone ».

1. L'hydrogène « vert » : un outil pour la transition énergétique

Les pouvoirs publics s'intéressent à l'hydrogène « vert » en ce qu'il pourrait faciliter la transition vers une économie décarbonée, que ce soit au travers d'une combustion directe de ce gaz ou par le biais de l'électricité[vi].

Source : IDDRI (2022)

En France, la production d'hydrogène décarbonée est une priorité pour la souveraineté des secteurs industriel et énergétique : le gouvernement estime que les besoins de production s'élèvent à près de 900 000 tonnes par an. Le plan de relance post-Covid de 2020 prévoit que près de 2 milliards d'euros soient mis à disposition pour le soutien de cette filière[vii] et – au total (par le biais de programmes additionnels), près de 7 milliards d'euros d'ici 2030[viii].

La décarbonisation de nombreux secteurs, comme le transport[ix] (véhicules à pile à combustible, avions, trains, bateaux…) ou le chauffage (pompes à chaleur, chaleur industrielle), repose sur leur électrification massive (à l'instar des scénarios récents publiés par l'ADEME[x] et RTE[xi]).  Cette première stratégie suppose que cette électricité soit issue de sources renouvelables, et nécessite dans un premier temps une augmentation de leur part dans le mix énergétique. Le déploiement des énergies renouvelables, dont la production dépend d'aléas climatiques (ex. centrales hydroélectriques) et météorologiques (ex. parcs éoliens et photovoltaïques), nécessite en outre un réseau capable de s'adapter constamment et de faire face aux pics de production et consommation en évitant des coupures électriques (i.e. intermittence). Pour faire face à cette intermittence, le déploiement de solutions de flexibilité[xii] sont nécessaires. L'hydrogène en tant que vecteur énergétique peut ainsi contribuer à équilibrer l'offre et la demande, en absorbant l'énergie renouvelable et nucléaire excédentaire, et en tant que combustible lors des pics de consommation ou lorsque la production renouvelable est faible (Bossmann et al., 2018 ; Energy Transitions Commission, 2021 ; RTE, 2021).  Ce gaz présente des avantages non négligeables comparé à d'autres vecteurs, en effet l'hydrogène présente une densité énergétique de 33 kWh par kilogramme, ainsi il contient 3 fois plus d'énergie par unité de masse que le gazole et 2,5 fois plus que le gaz naturel (ADEME, 2013).

Ainsi, le rôle de ce vecteur pour la transition énergétique est non seulement de participer à la décarbonisation des secteurs d'utilisation finale, mais aussi de contribuer à une plus grande résilience (équilibrage et sécurité) des systèmes énergétiques, cf. Figure 2.

 Figure 2 : Les 7 rôles de l'hydrogène dans la transition énergétique

Source : Afhypac (2018)

Cependant, si le développement de cette filière bénéficie de soutien public, l'hydrogène « vert » devrait dans un premier temps faire face à de nombreux défis.

Tout d'abord, l'hydrogène « vert » apportera des solutions pour la transition énergétique s'il devient plus compétitif que celui produit par vaporeformage d'énergies fossiles. En effet, d'après l'AIE (2019), l'hydrogène renouvelable est actuellement trois fois plus coûteux (5,5€/kgH2) que celui issu des énergies fossiles (1,5€/kgH2). Les principaux déterminants du coût de l'hydrogène « vert » sont ceux liés au déploiement des électrolyseurs et à l'électricité. L'AIE (2019) prévoit une réduction importante des premiersgrâce aux innovations technologiques (par exemple le développement de matériaux moins couteux) et aux économies d'échelle liées au déploiement massif d'électrolyseurs. Plus le temps d'utilisation d'un électrolyseur est important, moins la part des coûts d'investissement est importante au profit de celui de l'électricité dans la production d'hydrogène.  

Si on considère un électrolyseur connecté au réseau, alors l'accès à un prix faible de l'électricité pendant des longues périodes est indispensable pour assurer une production peu coûteuse d'hydrogène vert (AIE, 2019). Autrement, il serait plus avantageux de déployer de la capacité renouvelable exclusivement pour sa production. À noter qu'à ces coûts s'ajoutent ceux du stockage et transport, particulièrement élevés à cause de la compression de l'hydrogène. En effet, ce dernier a une faible densité volumique, et le densifier permet d'opérer à des pressions plus faibles mais réclame plus d'énergie, ce qui le rend plus coûteux (IPFEN, 2022).

Dans un deuxième temps, même si l'hydrogène « vert » est présenté comme une alternative moins émissive, il reste difficile pour les consommateurs de tracer l'origine de l'hydrogène (HyLaw, 2019). En effet, les technologies utilisant de l'hydrogène peuvent contribuer à une baisse des émissions de gaz à effet de serre si et seulement si ce gaz est issu d'énergies renouvelables. Autrement, elles ne contribueront qu'à augmenter les émissions. Si les consommateurs souhaitent se tourner vers des technologies moins émettrices, à l'heure actuelle, il reste difficile d'observer le processus de production de l'hydrogène. Ceci pourrait inciter les consommateurs à conserver des technologies où cette incertitude n'est pas – ou moins - présente (ex : les biocarburants).

En troisième lieu, une grande partie des technologies pour la transition énergétique qui reposent sur l'hydrogène ne sont pas encore disponibles sur le plan industriel, ou requièrent d'importantes améliorations techniques. Concernant les technologies pour le transport aérien, par exemple, celles-ci ne seront peut-être disponibles qu'à l'horizon 2040-2050 (Napp et al, 2019 ; Verstraete, 2013). De même, pour la résilience du système électrique, un stockage à large échelle, compte tenu des nouvelles technologies du secteur électrique, nécessite une efficacité aller-retour[xiii] assez importante (Bravo-Melgarejo et Haritchabalet, 2022) tandis qu'aujourd'hui, elle est de l'ordre de 65 % (AIE, 2019). Cette faible efficacité énergétique de l'hydrogène par rapport à d'autres vecteurs énergétiques indique qu'aujourd'hui, il n'a pas vocation à se substituer au gaz dans le système énergétique, mais bien à décarboner certains usages.

2. Politiques publiques pour le déploiement de l'hydrogène « vert »

Pour faire face aux limites évoquées dans la section précédente, il existe quelques pistes concernant les stratégies que pourraient adopter les pouvoirs publics pour accompagner le déploiement de technologies hydrogène pour la transition énergétique.

Tout d'abord, le défi principal auquel fait face l'hydrogène « vert » est son coût de production non-compétitif – en particulier par rapport à celui issu du vaporeformage d'énergies fossiles.

A l'horizon 2030, ce coût devrait chuter à 3€/kgH2 (CEA et DGSE, 2017), à condition de mettre en place un cadre politique approprié. Pour le rendre compétitif, des outils classiques comme des subventions aux coûts d'opération et/ou investissements seraient bénéfiques. De même, pour déplacer la demande d'hydrogène « gris » vers le « vert », l'instauration d'un prix du carbone[xiv] suffisamment élevé est nécessaire. Chaton et Metta-Versmessen (2021) proposent en complément d'utiliser des contrats de différence liés au carbone (CCfD – « Carbon contract for difference »[xv]).

Cet outil introduit par Helm et Hepburn (2005) est un contrat au sein duquel les pouvoirs publics fixent un prix du carbone pour un investisseur, et s'engagent à lui rembourser la différence entre le prix fixé et celui du marché si ce dernier est inférieur. Si le prix du marché est supérieur au prix du carbone, alors l'investisseur devra rembourser les pouvoirs publics. Ce type de contrat présente des avantages majeurs pour les industries où une réduction de coûts par le biais de la recherche et développement (R&D) est nécessaire.

Richstein (2017) argumente que les CCfD permettent de réduire les incertitudes liées au revenus futurs d'un projet[xvi] et donc nécessitent des subventions moins importantes. Dans le cas de l'hydrogène « vert », Chaton et Metta-Versmessen (2021) démontrent qu'un CCfD doit tenir compte des prix futurs du gaz naturel, des aides d'État du système communautaire d'échange de quotas d'émission (SCEQE) ainsi que du parc électrique de chaque région. À noter qu'actuellement, la production par vaporeformage est éligible à des allocations gratuites de permis d'émissions. RTE (2020) préconise l'élimination de ces allocations gratuites pour favoriser la production par électrolyse. Par ailleurs, celle-ci bénéficie d'aides d'Etat liées au SCEQE pour limiter le risque de fuite de carbone, c'est-à-dire la délocalisation d'activités industrielles hors de l'Union européenne. Ces aides se traduisent par une compensation unitaire allant jusqu'à 75% des coûts indirects de ses émissions.  Au sein de l'Union Européenne, pour des raisons géographiques et historiques le mix énergétique est unique à chaque pays. Par exemple, en France, en 2020, le nucléaire représentait 67,21% de la production énergétique totale suivi par l'hydroélectricité (11,74 %), l'éolien (7,42 %) et le gaz (6,48 %). En Allemagne, il existe une importante production éolienne (23,71 %) qui est complété par du charbon (23,66 %). La Pologne dépend essentiellement du charbon (69,84%). Ainsi, l'implémentation d'un CCfD unique n'est pas possible au sein de l'Union Européenne : chaque pays membre devrait définir son propre CCfD s'il souhaite développer cette filière.

Deuxièmement, pour faciliter le traçage de l'origine de l'hydrogène, la Commission européenne (2020) travaille à l'élaboration d'une définition de l'hydrogène décarboné, en s'appuyant sur le système “Certifhy” proposé par Hylaw (2019). 

Ce label, gratuit et volontaire, s'inspire des Garanties d'Origine (GO)[xvii] du marché de l'électricité. Le même principe est appliqué dans le système Certifhy, qui distingue deux labels possibles : hydrogène bas-carbone et hydrogène « vert ». Le premier certifie que l'hydrogène est issu d'un processus de production avec 60% moins d'émissions comparé à celui produit par vaporeformage, tandis que le deuxième garantit une production d'origine renouvelable.

L'intérêt d'un tel système au niveau européen repose sur le découplage de la production et la consommation : on peut néanmoins se demander si un label gratuit sera suffisamment crédible pour les consommateurs (Bonroy & Constantos, 2014). En effet, ce traçage le long de la chaine de valeur n'est pas exempt de coûts, et sa production est exposée au risque de fuite de carbone. Dans des secteurs ayant des chaînes d'approvisionnement complexes comme celui du transport, une organisation de marché avec des relations verticales permettrait également un traçage efficace, voire moins coûteux si ce label devenait payant (Bravo-Melgarejo & Haritchabalet, 2021). Cependant, ce label est compatible avec une différenciation de produit et un transport d'hydrogène issu de différents processus de production, à travers un réseau de pipelines (comme pour le gaz naturel). Notamment car, d'après FSR (2020), les réseaux de pipelines présentent un net avantage en termes de coûts par rapport aux autres moyens de transport.

Troisièmement, pour bénéficier de synergies on peut envisager une coopération entre les différents acteurs de la chaîne de valeur sous forme de « vallées hydrogène ».

Des acteurs historiques et des start-ups s'associeraient pour combiner production, infrastructure et utilisation dans une seule région[xviii]. Par exemple, dans la région Auvergne-Rhône-Alpes, le projet “Zero Emission Valley » (cluster de flottes captives[xix]) regroupe 80 % des acteurs français de la filière hydrogène. Ces « vallées hydrogène » pourraient accélérer le déploiement de nouvelles technologies grâce à un partage d'expertise permettant une réduction de coûts et un accès plus facile à des aides d'état. Néanmoins, ces clusters pourraient continuer à détenir beaucoup trop de pouvoir de marché une fois que le marché sera suffisamment développé. Au stade actuel, une réglementation ex ante pourrait introduire une incertitude vis-à-vis des revenus futurs, et être donc un frein au développement de ces nouvelles technologies.

Si ces « vallées hydrogène » limitent le besoin de déployer une grande infrastructure de transport, sur long terme la question de relier ces « clusters » se pose (IDDRI, 2022). Par ailleurs, une conversion d'une partie des infrastructures de gaz naturel existantes pourrait être envisagée, ou encore le déploiement de gazoducs spécialisés.  Dans le cadre du déploiement de ces réseaux, les pouvoirs publics s'interrogent sur la réglementation qui sera nécessaire compte tenu de son caractère d'infrastructure essentielle (FSR, 2020). En effet, dans le cas des réseaux d'électricité et de gaz naturel les conditions d'utilisation[xx] de ceux-ci par des parties tierces (par exemple l'utilisation du réseau électrique par des fournisseurs non-historiques), ont été introduites ex-post, tandis que, dans le cas de l'hydrogène, l'incertitude quant à une éventuelle régulation future pourrait entraver les investissements à ce stade précoce (FSR, 2020). 

Conclusion

En France, la production d'hydrogène décarboné est une priorité pour accélérer la décarbonisation de nombreux secteurs d'utilisation finale, et augmenter la résilience du réseau électrique.

Le prix élevé de l'hydrogène « vert » par rapport à celui issu d'énergies fossiles, ainsi que par rapport à d'autres vecteurs énergétiques reposant sur des sources d'énergie émissives (ex. carburants) reste un frein majeur. Des subventions accompagnées d'un prix du carbone suffisamment élevé peuvent contribuer à réduire cette différence de prix. De nouveaux outils, comme les contrats de différence liés au carbone, peuvent agir en complément de ces politiques classiques - mais dépendent de la volonté de chaque Etat membre de l'UE à développer une filière hydrogène « vert ».

De plus, le développement de cette filière entraîne la mise en œuvre de nouvelles infrastructures et organisations, telles que les infrastructures essentielles ou la concentration d'acteurs dans les « vallées hydrogène » (où une réglementation ex ante pourrait être un frein à son développement). Ainsi, il reste aujourd'hui difficile de déterminer et de corriger les failles de marché qui pourraient émerger. Le déploiement de l'hydrogène vert à grande échelle dépend ainsi de conditions économiques et institutionnelles clefs qu'il faudra suivre de près dans les mois et années qui viennent

Références

Ademe. (2013). Hydrogène : Nouvelle énergie verte. 89957_7944-la-recherche-hydrogene-energie-verte.pdf (ademe.fr)

Afhypac. (2018). Développons l'hydrogène pour l'économie française. Étude prospective.

AIE (2019). The Future of Hydrogen: Seizing today's opportunities.

AIE (2020). Hydrogen Project Database.

Bonroy, O. and C. Constantatos (2014). On the Economics of Labels: How Their Introduction Affects the Functioning of Markets and the Welfare of All Participants. American Journal of Agricultural Economics 97 (1), 239–259.

Bossmann, T., Barberi, P., & Fournié, L. (2018). Effect of high shares of renewables on power systems.

Bravo-Melgarejo S., & Haritchabalet, C. (2021). Certification of low-carbon hydrogen in the transport market. TREE Working Paper.

Bravo-Melgarejo S., & Haritchabalet, C. (2022). Prosumers: Grid vs Small Fuel-Cell. TREE Working Paper.

CEA, & DCEC. (2017). Plan de déploiement de l'hydrogène pour la transition énergétique. Ministre de la Transition Écologique et Solidaire.

Chaton, C., & Metta-Versmessen, c. (2021). Les CCfDs au service du développement de l'hydrogène bas-carbone en Europe. Working Paper Chaire Économie du Climat.

Direction Générale des Entreprises. (2020). Compensation des coûts indirects 2020.

Commission de la Transition Energétique (2021). Making the Hydrogen Economy Possible: accelerating clean hydrogen in an electrified economy. Making Mission Possible Series. https://www.energy-transitions.org/publications/making-clean-hydrogen-possible/

Commission Européenne (2020). A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe.

FSR. (2020). The regulation of hydrogen infrastructure: set to be a vintage year? https://fsr.eui.eu/hydrogen-a-promising-wine-looking-for-its-bottle/

Helm, D. et Hepburn, C. (2005). Carbon contracts and energy policy: An outline proposal.

IDDRI. (2022). Hydrogène pour la neutralité climat : conditions de déploiement en France et en Europe.

International Renewable Energy Agency (2018). Hydrogen from renewable power technology outlook for the energy transition

IPFEN. (2022). Tout savoir sur l'hydrogène.

HyLaw (2019). Deliverable 4.5 EU policy Paper.

Napp, T., Few, S., Sood, A., Bernie, D., Hawkes, A., & Gambhir, A. (2019). The role of advanced demand-sector technologies and energy demand reduction in achieving ambitious carbon budgets. Applied Energy, 238, 351–367.

Richstein, J. C. Project-based carbon contracts: A way to finance innovative low-carbon invest-ments. DIW Berlin Discussion Paper, 1714, 2017. doi:10.2139/ssrn.3109302.

Richstein, J. C. et Neuhoff, Industrial innovation: pathways to deep decarbonization of industry. Part 3: Policy implications. Carbon contract for difference - an overview. ICF Consulted Services Limited for the European Commission, DG Climate, 2020

RTE. (2020). La transition vers un hydrogène bas carbone Atouts et enjeux pour le système électrique à l'horizon 2030-2035.

RTE (2021). Futurs Energétiques 2050. Le rôle de l'hydrogène et des couplages (chapitre 9).

Verstraete, D. (2013). Long range transport aircraft using hydrogen fuel. International Journal of Hydrogen Energy, 38(34), 14824–14831.


[i] Des gisements d'hydrogène naturel (hydrogène “blanc”) ont été identifiés au Mali, en Russie, au Brésil et aux États-Unis : néanmoins, les technologies actuelles ne permettent pas d'exploiter cette ressource.

[ii] Le vaporeformage repose sur le procédé suivant : à une température comprise entre 700 et 1 100 °C, la vapeur d'eau réagit avec le méthane en donnant du monoxyde de carbone et de l'hydrogène. La purification de l'hydrogène étant plus facile sous forte pression, le reformage est réalisé sous une pression de vingt atmosphères. Le mélange hydrogène/monoxyde de carbone est communément appelé gaz de synthèse. Si la réaction est faite en présence d'un excès de vapeur d'eau, le monoxyde de carbone est oxydé au niveau d'oxydation supérieur, conduisant au dioxyde de carbone, ce qui augmente la production d'hydrogène. Dans ce processus, à chaque kg de H2 produit, 10kg de CO2 sont dégagés.

[iii] Cet hydrogène fossile est essentiellement produit dans des sites industriels en tant que coproduit (IDDRI, 2022).

[iv] Le coût de production d'hydrogène par électrolyse a été par 4 depuis 2010 pour la technologie Proton Exchange Membrane (PEM) d'après le CEA et DGCE (2017).

[v] Cet hydrogène fossile est essentiellement produit dans des sites industriels en tant que coproduit (IDDRI, 2022).

[vi] Ceci grâce à une pile à combustible qui transforme l'hydrogène en énergie électrique en suivant le principe inverse de l'électrolyse.

[vii] Présentation de la stratégie nationale pour le développement de l'hydrogène décarboné en France | economie.gouv.fr

[viii] La France doit devenir le champion mondial de l'hydrogène vert | Gouvernement.fr

[ix] En effet, bien qu'au sein de certains marchés, des alternatives moins émissives existent comme les voitures électriques, celles à pile à combustible pourraient être plus adaptées à certains usages en raison de leur plus grande autonomie (c.f.  Applications de l'hydrogène | Air Liquide Energies).  De plus, l'hydrogène s'avère comme la seule alternative des marchés difficiles à décarboner, à l'instar du transport aérien (exemple d'Airbus ayant présenté trois concepts d'avion hydrogène à horizon 2035). 

[x] Transition(s) 2050 - Choisir maintenant, agir pour le climat – Ademe

[xi] Futurs énergétiques 2050 : les scénarios de mix de production à l'étude permettant d'atteindre la neutralité carbone à l'horizon 2050 | RTE (rte-france.com)

[xii] Réponse de la demande et stockage.

[xiii] L'efficacité aller-retour est le taux d'énergie utilisable acquise à partir d'un vecteur énergétique, c'est-à-dire la part d'énergie stockée que l'on peut récupérer. En guise de comparaison, l'efficacité énergétique aller-retour d'une batterie au lithium-ion est de 92 %.

[xiv] Ceci est aussi vrai afin que l'hydrogène soit plus compétitif que d'autres carburants, comme le kérosène ou le diesel.

[xv]IDDRI, Decarbonizing basic materials in Europe: how carbon contracts-for-difference could help bring breakthrough technologies to market, N°6, October 2019. How Carbon Contracts-for-Difference could help kick-start commercial-scale carbon-neutral basic materials projects in EU Member States (iddri.org)

[xvi] En raison d'un moindre niveau d'incertitude concernant les fluctuations du prix du carbone ainsi que les stratégies des pouvoirs publics.

[xvii] D'après l'article R314-53 du Code de l'énergie : « Une garantie d'origine [...] prouve [...] qu'une quantité déterminée d'énergie a été produite à partir de sources renouvelables ou par cogénération ».

[xviii] Voir : Des projets de « vallée de l'hydrogène » voient le jour en Europe – EURACTIV.fr

[xix] Une flotte captive est un groupe de véhicules réalisant des trajets réguliers, avec des schémas prévisibles, ainsi un nombre limité de stations peut assurer leur recharge.  

[xx] Par exemple, l'introduction d'un tarif d'accès au réseau, accompagné d'outils opérationnels visant à garantir un traitement non-discriminatoire.

Diplômée du Master « Économie des marchés et des organisations » de l'École d'Économie de Toulouse, Sai Bravo prépare une thèse à l'Université de Pau et Pays de l'Adour financée par la « Chaire d'Économie du Gaz Naturel » de l'École des Mines de Paris, sur le rôle de l'hydrogène dans la transition énergétique. Ses centres d'intérêt portent sur l'économie industrielle, l'économie de l'environnement et de l'énergie, en particulier les problématiques de concurrence et régulation.

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