La Mauritanie souhaite produire 12 millions de tonnes d’hydrogène vert d’ici 2035, à partir des énergies solaire et éolienne. Cet hydrogène vert mauritanien servirait à produire sur place de l’acier vert et de l’ammoniac. Le cadre réglementaire se met en place, mais les défis sont gigantesques.
La Mauritanie a fait voter le 9 septembre dernier le premier code de l’hydrogène vert d’Afrique. Ce texte est censé sécuriser les investissements étrangers. « Le code a été conçu pour offrir suffisamment de flexibilité afin de s’adapter aux évolutions rapides de la technologie et du marché pour un secteur émergent, souligne Taghiya Abeiderahmane, la directrice hydrogène bas carbone au ministère mauritanien de l’Énergie, tout en assurant un haut niveau de sécurité et de fiabilité aux développeurs. »
Premier code de l’hydrogène en Afrique
Cette étape réglementaire était attendue avec impatience par l’un des développeurs sur le projet Nour, qui prévoit dans sa première phase 1,6 gigawatt d’électrolyse, 150 000 tonnes d’hydrogène vert par an, pour produire localement de l’acier vert et de l’ammoniac. « Une fois ce code promulgué, nous-même et d’autres développeurs allons commencer à négocier notre convention d’investissement, espère Laurent Coche, PDG de Chariott, co-développeur avec Total-EREN, que ce soit le régime fiscal, l’accès au terrain. Il y aura peut-être des infrastructures partagées avec d’autres développeurs. Et une fois que cette convention sera conclue, notre intention est de lancer la prochaine phase des études, qu’on appelle la phase conceptuelle. »
La première phase d’études, remise en février dernier, a conclu au fort potentiel, en particulier éolien, de la côte nord mauritanienne, pour produire de l’hydrogène vert, qui viendrait, en lieu et place du charbon, réduire le minerai de fer mauritanien, déjà acheminé au port de Nouadhibou.
Difficultés avec les gros électrolyseurs
Le projet, beau sur le papier, est cependant confronté aux difficultés que rencontre depuis peu le secteur pour mettre les électrolyseurs à l’échelle. « Industriellement, il y a des premiers essais au niveau de la centaine de mégawatts, mais qui aujourd’hui ne sont pas matures, souligne Ludovic Leroy, ingénieur à l’IFPEN. Ils rencontrent clairement des problématiques techniques qui ne leur permettent pas d’être opérés nominalement. Je pense notamment au groupe Total Energie et Engie impliqués sur un projet d’électrolyseur de 120 mégawatts sur la bioraffinerie de la Mède. Ce projet a été placé en stand by et remplacé par une autre technologie qui ne relève pas de l’électrolyse. »
L’ingénieur souligne aussi les énormes défis en termes de formation et d’approvisionnement en eau pure, pour les électrolyseurs. En Mauritanie, il faudra dessaler de l’eau de mer.
RFI
