Fiche 10 - étude économ AFH avril 2006
Description
Mémento de l’HydrogèneFiche 10ETUDE TECHNICO-ECONOMIQUE PROSPECTIVESUR LE COÛT DE L’HYDROGENE _____________Face au souci de réduire les teneurs en composés polluants et les émissions de gaz à effet deserre, l'hydrogène énergie semble une solution particulièrement attrayante aux yeux du grandpublic. Il apparaît pour certains comme le carburant rêvé de demain, puisqu’en principe sonutilisation n’émet que de l’eau comme produit fatal.Mais l'hydrogène n'est pas disponible comme les ressource fossiles peuvent l'être : il faut leproduire. Particulièrement volatil, il est ensuite nécessaire de le transporter et de leconditionner pour le rendre disponible aux consommateurs. Toutes ces opérations ont desconséquences en termes de consommation d'énergie, parfois d'émissions de polluants et degaz à effet de serre et surtout d’économie. Ce document a pour but de détailler les coûts desprincipales filières hydrogène. A l'examen de ce document il convient de garder en tête queles données indiquées proviennent de sources hétérogènes. Il faut donc apprécier les résultatscomme des ordres de grandeur pertinents. Des calculs plus fins peuvent, néanmoins, êtrenécessaires pour mieux prendre en compte des spécificités locales qui faciliteraient la mise enplace de certaines de ces filières.1. Hypothèses de travailLa production centralisée de l’hydrogène suivie d’un stockage, du transport puis de ladistribution a ...
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Révision de : Avril 2006
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1
Mémento de l’Hydrogène
Fiche 10
ETUDE TECHNICO-ECONOMIQUE PROSPECTIVE
SUR LE COÛT DE L’HYDROGENE
_____________
Face au souci de réduire les teneurs en composés polluants et les émissions de gaz à effet de
serre, l'hydrogène énergie semble une solution particulièrement attrayante aux yeux du grand
public. Il apparaît pour certains comme le carburant rêvé de demain, puisqu’en principe son
utilisation n’émet que de l’eau comme produit fatal.
Mais l'hydrogène n'est pas disponible comme les ressource fossiles peuvent l'être : il faut le
produire. Particulièrement volatil, il est ensuite nécessaire de le transporter et de le
conditionner pour le rendre disponible aux consommateurs. Toutes ces opérations ont des
conséquences en termes de consommation d'énergie, parfois d'émissions de polluants et de
gaz à effet de serre et surtout d’économie. Ce document a pour but de détailler les coûts des
principales filières hydrogène. A l'examen de ce document il convient de garder en tête que
les données indiquées proviennent de sources hétérogènes. Il faut donc apprécier les résultats
comme des ordres de grandeur pertinents. Des calculs plus fins peuvent, néanmoins, être
nécessaires pour mieux prendre en compte des spécificités locales qui faciliteraient la mise en
place de certaines de ces filières.
1. Hypothèses de travail
La production centralisée de l’hydrogène suivie d’un stockage, du transport puis de la
distribution a été privilégiée de façon à pouvoir capturer, puis séquestrer, le CO
2
en
provenance des combustibles fossiles.
Diverses études laissent à penser qu’une production décentralisée, suivie de la distribution
présente quelques avantages économiques (suppression d’une partie du stockage et du
transport). Ces options ne seront pas analysées dans ce document où ne seront présentées que
les évaluations des filières à production d'hydrogène centralisée.
2. Production d’hydrogène
Nous avons retenu les filières classiques de production d’hydrogène, qui sont déjà bien
utilisées dans l’industrie :
-
reformage à la vapeur du gaz naturel
-
gazéification du charbon
-
gazéification de la biomasse
-
électrolyse de l’eau
Le tableau 1 donne les capacités de production et la valeur du capital amortissable pour ces
quatre technologies.
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Il est entendu que le gaz de synthèse (H
2
+ CO) produit dans les procédés de reformage ou de
gazéification subit une étape de purification (classiquement sur tamis moléculaire - procédé
PSA/Pressure Swing Adsorption) qui conduit à une pureté d’hydrogène supérieure à 99.5 % et
pouvant aller jusqu’à 99.9999 % vol. A ce jour, il n’existe pas de spécifications
réglementaires sur la qualité d’hydrogène requise pour les applications « transport » mais on
sait que le taux de CO doit être inférieur à 10 ppm pour une pile à combustible de type PEM
et que la pureté n’est pas un critère important pour l’utilisation en moteur thermique. Le
niveau de pureté qui sera exigé in fine influera évidemment sur la sélection d’un mode de
production (central/local) et de purification (PSA, séparation cryogénique, membranaire…)
donc sur le coût de l’hydrogène délivré, d’autant que plus d’exigence au niveau de la pureté
se fera au détriment du rendement hydrogène. Notre étude se limite au cas centralisé pour des
piles à combustible, la pureté d’hydrogène obtenu est, en conséquence, élevée. Ce facteur
peut cependant être négligé en premier ordre.
Les coûts de production de l'hydrogène sont donnés en fonction du prix de l'énergie
consommé par le procédé étudié. Ces coûts prennent en compte les coûts liés à
l'investissement (investissement en limite d'unités, off sites, engineering, …) et les coûts de
production en tant que tels (coûts variables dont la consommation de matières premières,
coûts du travail, coûts fixe).
2-1 – Reformage du gaz naturel
Le SMR (Steam Methane Reforming) est le procédé le plus communément utilisé pour
produire actuellement l’hydrogène en grandes quantités.
Les principaux fournisseurs de technologie sont les suivants :
. Technip-KTI (France)
. Foster Wheeler (États-Unis)
. Haldor Topsoe (Danemark)
. Howmar (États-Unis)
. Linde (Allemagne)
. Lurgi (Allemagne)
. Kellog (Etats-Unis)
A partir de données industrielles, les coûts en capital varient suivant les capacités entre 37 et
42 $ par Nm
3
/jour. Pour une capacité optimum, soit 2,83 millions de Nm
3
/jour ou 250 T/jour,
le capital amortissable est de 138 millions de $ (tableau 1). Le coût de production de
l’hydrogène dépend pour une large part du prix du gaz naturel. En prenant un amortissement
sur 20 ans, et un retour sur l’investissement de 15 % avant impôts, la relation suivante associe
le prix P
H2
de l’hydrogène au prix du gaz naturel :
P
H2
= 1,275 P
Gaz Naturel
+ 3,40 ($/GJ)
Ainsi, en supposant un prix du gaz naturel de 9,3 $/GJ (janvier 2006), on aboutit à un prix
d’hydrogène sortie unité SMR de 15,3 $/GJ. Pour comparaison, en supposant un cours du brut
à 60 $/baril, un litre d’essence sortie raffinerie vaut environ 18 $/GJ.
2-2 – Gazéification du charbon
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Les technologies de Kopper-Totzek (Allemagne) et Texaco (Etats Unis) sont les plus
connues. Nous avons retenu la gazéification en lit entraîné de Texaco qui opère à 70 bars et
1200°C ; l’obligation de traiter de grandes quantités de cendres rend aujourd’hui cette
technologie fort coûteuse en investissements. A capacité égale de production, la gazéification
du charbon requiert entre deux et trois fois plus de capital que le vaporeformage du gaz
naturel (tableau 1). Le rendement est de 48 % contre 78,5 % pour le vaporeformage du gaz
naturel. La relation suivante relie le prix P
H2
de l'hydrogène au prix du charbon :
P
H2
= 2,08 P
charbon
+ 11,4 ($/GJ)
Avec du charbon à 2,6 $/GJ (prix industriel France janvier 2005), on arrive à 16,8 $/GJ.
2-3 – Gazéification de la biomasse
Les gazéifieurs de biomasse opèrent soit en lit fixe, soit en lit fluidisé et sont au stade du
développement industriel. Ces derniers montrent une plus grande flexibilité vis à vis de la
matière première et sont plus performants que les lits fixes. D’autres technologies en lit
circulant ont été développées par Lurgi, Alstom et Battelle. Nous avons retenu la technologie
Texaco en lit fluidisé. La biomasse peut être soit séchée puis introduite dans le gazéifieur, soit
pyrolysée puis introduite sous forme d’huile dans le gazéifieur. Le procédé IGT utilise un
gazéifieur à lit bouillonnant : cette technologie n’est toutefois pas encore suffisamment
commercialisée pour que des estimations de coûts puissent être avancées. La capacité de
production est limitée à cause de la disponibilité et du prix de la biomasse aux alentours de
l’unité de production (soit 500.000 tonnes /an, ce qui correspond au moins à 50.000 hectares).
Pour une capacité de production réduite de plus de la moitié par rapport au vaporeformage de
gaz naturel, le capital amortissable est deux fois plus élevé (tableau 1). La relation suivante
relie le prix P
H2
de l’hydrogène à celui de la biomasse :
P
H2
= 1,73 P
Biomasse
+ 15,05 ($/GJ)
Avec un coût de la biomasse de 2,6 $/GJ, on obtient de l'hydrogène à 19,5 $/GJ.
2-4- Electrolyse de l’eau
Avant l’arrivée des procédés de fabrication à partir du gaz naturel, on utilisait l’électrolyse de
l’eau pour produire hydrogène et oxygène (ratio de 1 à 9). L’électrolyse reste aujourd’hui la
technique de base pour fournir de l’hydrogène ultra pur destiné aux industries des semi-
conducteurs et de l’alimentaire. Nous avons retenu des procédés classiques commercialement
disponibles. Actuellement de nombreuses recherches sont menées pour améliorer cette
technologie : en particulier, l’augmentation de la température du procédé a pour effet
d’abaisser le voltage requis pour l’électrolyse. Leur intérêt pour l’hydrogène incite des
industriels européens (ABB, Siemens et de Nora, …) à conduire des programmes de R&D
pour la mise au point d’électrolyseurs à membrane échangeuse de protons
1
(PEM) mais le
prix de revient de l’hydrogène reste trop élevé, à cause d’une forte consommation d’électricité
et d’un investissement de l’électrolyseur deux fois plus élevé que celui du reformage à la
vapeur du gaz naturel (tableau 1). Certes on pourrait réduire la dépense en valorisant
l’oxygène à son prix de marché, soit 35 $/tonne, mais il faut trouver des utilisateurs pour de
1
Ces électrolyseurs existent et sont commercialisés par plusieurs fournisseurs nord-américains : Proton Energy
Systems, Stuart Energy…)
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telles quantités ; si c’était le cas, le prix de revient de l’hydrogène serait réduit d’environ 10
%. Le prix de revient P
H2
de l’hydrogène produit par électrolyse de l’eau est donné par la
relation suivante :
P
H2
= 1,25 P
électricité
+ 7,10 ($/GJ)
Pour un prix de l'électricité de 0,064 $/kWh (prix de l'électricité H.T. en France livrée aux
industries en Juillet 2004), le coût de l'hydrogène est de 29,4 $/GJ (consommation
d’électricité égale à 52 kWh/kg d’H
2
en prenant en compte la consommation des auxiliaires)
3. Stockage de l’hydrogène
L’utilisation de l’hydrogène nécessite qu’il soit stocké, puis transporté sous forme comprimée
ou liquéfiée jusqu’à la station-service. Les deux possibilités sont envisagées ci-après.
3-1- stockage souterrain
C’est la solution déjà appliquée au gaz naturel qui s’avère la plus facile à mettre en oeuvre
pour l’hydrogène. Elle est déjà réalisée dans la structure aquifère de Beynes, par Gaz de
France, et dans des mines de sel, près de Teeside en Grande Bretagne, par la compagnie ICI.
Le coût global du stockage est fonction de la capacité et de la durée. Diverses études publiées
montrent que ce coût est compris entre 1,7 $/GJ pour une mine de sel à 3,5 $/GJ pour un
réservoir déplété de gaz naturel.
3-2- Stockage sous forme d'hydrogène liquéfié
L’hydrogène peut être liquéfié à –253°C pour être stocké dans un réservoir fixe mais la
liquéfaction est une opération très coûteuse en énergie qui nécessite au moins 35 % du
contenu énergétique de l’hydrogène (12 kWh/kg H
2
).
Les coûts de liquéfaction (capital + dépenses énergétiques) sont de l’ordre de 8,5 à 9,5 $/GJ
(tableau 2) ; les coûts moyens de stockage de l’hydrogène liquide dans des bacs classiques
sont également proches de 5 $/GJ (tableau 5).
4.
Transport de l’hydrogène
L’hydrogène est transportable par différents moyens : gazoduc, transport ferroviaire, routier
ou maritime.
4-1- Gazoduc
L’hydrogène peut être transporté seul ou mélangé au gaz naturel. Dans ce dernier cas, le coût
de la séparation est important. Le coût du pipeline d’hydrogène est fonction du diamètre. On
estime aujourd’hui qu’il existe entre 2400 et 3000 km de réseaux d'hydrogène dans le monde,
à des pressions variables (<100 bars) reliant de grands sites industriels. Pour un pipe classique
de 42 pouces, l’estimation du coût d’investissement est de 1 million $/km. Le coût de
transport est fonction de la capacité de transport et de la distance. Pour de grandes quantités
d’hydrogène délivrées, le coût varie entre 0,8 et 3,5 $/GJ. Pour des distances de 800 km, on
peut tabler sur un coût de 2 $/GJ à une pression de l’ordre de 80 bars.
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4-2- Transport par rail, par route ou par mer
La solution du rail est plus attractive que celle du transport par route, en terme d’émissions et
de coûts, pour l’hydrogène liquéfié : les coûts sont compris entre 0,50 et 1,25 $/GJ contre 2 à
4 $/GJ pour le transport par camion (800 à 1600 km). Pour l’hydrogène comprimé, ni le rail ni
la route ne sont compétitifs avec le transport par pipeline (coûts compris entre 20 et 40 $/GJ
contre 2 $/GJ). Le transport
par bateau varie en fonction de la distance, mais il reste
beaucoup plus onéreux que le transport par gazoduc (14 à 15 $/GJ).
5. Station-service
En s’appuyant sur bon nombre de publications du Department of Energy (US/DoE), nous
avons défini une station-service distribuant de l’hydrogène à la pompe, soit sous forme
comprimée à près de 600 bars, soit sous forme liquéfiée. Les données technico-économiques
sont présentées dans le tableau 3. La station-service comprend des bacs de stockage
correspondant à un volume de 344 litres par kilogramme d’hydrogène stocké sous 35 bars,
soit près de 1400 m
3
pour 4000 kg d’hydrogène (environ 4 jours de consommation).
L’hydrogène est ensuite comprimé de 35 à 575 bars pour distribution à raison de 1 kg par
minute et par pompe (fast-fill refueling).
En tenant compte de ces hypothèses, des charges de capital et des coûts opératoires, le prix de
revient de la station-service est compris entre 10 $/GJ pour l’hydrogène liquéfié et 16 $/GJ
pour l’hydrogène comprimé : l’écart entre les deux est dû à l’excédent de stockage
(investissement) et de dépenses d'électricité (coût opératoire) en défaveur de l’hydrogène
comprimé. Mais cet ordre s'inverse si le coût de la liquéfaction et du stockage du liquide est
pris en compte, comme le montre le tableau 4 donnant le prix de revient de l'hydrogène à la
pompe pour le gaz comprimé et liquéfié.
6. Prix de revient de l’hydrogène
En comparaison avec les carburants pétroliers dont le coût du puits à la sortie de la raffinerie
est de l'ordre de 18 €/GJ (et de l’ordre de 70 €/GJ à la vente pour cause de TIPP), l'hydrogène
présente un bilan compris entre 35 et 50 $/GJ (cf. tableau 5), soit de 2 à 3 fois plus cher que le
prix sortie raffinerie de l’essence, mais de 1,5 à 2 fois moins cher que le prix public TTC.
Cela est la conséquence d'une étape de stockage et de conditionnement ayant un impact
important. On remarquera également que l'électrolyse représente, et de très loin, la plus
onéreuse des options.
Par ailleurs, l’hydrogène comprimé présente un prix de revient légèrement inférieur à celui de
l’hydrogène liquéfié (respectivement 34,7 contre 41,7) malgré un coût de distribution plus
élevé, dû à la fois à des coûts supérieurs de compression et des bacs de stockage. La
liquéfaction reste toutefois pénalisée par sa forte dépense énergétique au niveau de la
production (12 kWh/kg d’H
2
). Cette dernière conclusion reste néanmoins à confirmer par des
calculs plus fins.
D'autre part, le surcoût de capture et de séquestration du CO
2
à été évalué pour la production
d’H
2
à partir du gaz naturel ; avec des technologies actuelles, il faut doubler le capital
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6
amortissable pour capturer et séquestrer le CO
2
. Dans ces conditions, le surcoût de production
de l’hydrogène serait égal à 2,3 $/GJ (le coût de capture du CO
2
est de 44 $/tonne).
7. Conclusion
Cette note de synthèse montre que l’économie de l’hydrogène dans son utilisation pour les
véhicules automobiles (à pile à combustible ou à moteur thermique) est fortement pénalisée
par les coûts de compression et de stockage au stade de la distribution, en supposant un
système de production centralisé et une distribution de l’hydrogène ainsi produit via un réseau
adapté.
Conscients de ces faits, les constructeurs d’automobiles ont aussi étudié un système embarqué
à partir d’hydrocarbures liquides produisant de l’hydrogène pour une pile à combustible.
Mais, outre les difficultés techniques rencontrées dans la mise au point de ces systèmes
(pureté de l'hydrogène à fournir, compacité, réponse du système en dynamique, temps de
démarrage), cette stratégie débouche sur la mise au point de générateurs d’énergie qui ne
peuvent plus revendiquer le statut de technologies dite « zéro émission de polluants » comme
le sont la pile à combustible ou le moteur thermique directement alimentés par de
l’hydrogène.
Une alternative possible est la production d’hydrogène en station, non traitée dans cette fiche.
Il faut cependant noter que les technologies mises en jeu (reformage ou électrolyse) sont de
même nature que celles évoquées dans cette étude, mais sans le niveau de maturité et de
validation des unités de grande capacité. Un gain potentiel n’est donc à attendre que de la
chaîne de stockage et de transport. Il convient par ailleurs de remarquer que le caractère
décentralisé de ce type d'approche rendra pratiquement impossible la capture et la
séquestration du CO
2
pour les petites unités fonctionnant avec reformage de gaz naturel.
Par ailleurs, d'autres solutions dont la mise en application est plus lointaine (2030-2050) non
étudiées dans ce document, font l'objet de travaux de recherche comme par exemple les
réacteurs nucléaires à haute température permettant l'utilisation de la chaleur pour la
décomposition de l'eau par thermochimie ou par électrolyse haute température.
Il reste que, dans l’état actuel, l’électrolyse de l’eau est loin d’être compétitive pour la
production d’hydrogène par comparaison au reformage du gaz naturel avec capture et
séquestration du CO
2
.
Il n’en est pas moins vrai que des gains de productivité sont toujours possibles dans la chaîne
production centralisée /distribution de l’hydrogène. En particulier, on peut citer :
•
amélioration des procédés de production à partir des composés fossiles et de la biomasse ;
combinaison vaporeformage/oxydation partielle, fourniture d’oxygène à la place de l’air
grâce à l’introduction de membranes céramiques pour la préparation du gaz de synthèse;
•
meilleures conditions de stockage par adsorption dans des matériaux solides.
Cette étude montre enfin que le prix de l’hydrogène à la pompe, hors taxes, serait compris
entre le prix de l’essence HT sortie raffinerie et son prix TTC. Des incitations fiscales, comme
il en existe pour d’autres carburants « propres », pourraient donc rapidement permettre de
mettre à la disposition des utilisateurs de l’hydrogène gazeux ou liquide.
Révision de : Avril 2006
Source : IFP, TOTAL, CEA, AFH
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J.P. Arlie et S. His (Direction des Etudes Economiques de l'IFP)
avec la participation de : P. Schulz (Renault), J.M. Agator (CEA) et l'AFH
2
Révision de : Avril 2006
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Tableau 1 – Données des principales technologies de production industrielle de
l’hydrogène
Technologie
Capacité de production
Capital amortissable
(millions de $ 2006)
Vaporeformage
du
gaz
naturel
2,83 millions Nm
3
/jour
138
Gazéification du charbon
2,83 millions Nm
3
/jour
490
Gazéification de la biomasse
1,31 millions Nm
3
/jour
288
Electrolyse de l’eau
2,83 millions Nm
3
/jour
337
Source
: L. Basye – Hydrogen production costs : a survey contract DOE/10170-118 –
décembre 1997 (valeurs de 2002, augmentées de 6%)
Tableau 2 – Données technico-économiques sur la liquéfaction de l’hydrogène
Capacité : 2,83.10
6
Nm
3
/jour – 255 Tonnes/jour – 85.000 Tonnes/an (PCI)
Capital amortissable : 180 millions $ (2006)
▪ Amortissement sur 20 ans
9
▪ Retour sur investissement (15 %)
27
▪ Electricité (12 kWh/kg H
2
à 0,064 $/kWh)
65,3
▪ Maintenance et main d’oeuvre
0,1
Coût de production total (10
6
$)
101,4
Coût de production ($/GJ d’H
2
liquéfié) PCI
10,2
Révision de : Avril 2006
Source : IFP, TOTAL, CEA, AFH
2
9
Tableau 3
–
Données technico-économiques d’une station-service distribuant de
l’hydrogène (valeurs 1996)
H
2
comprimé
H
2
liquéfié
• Nombre de véhicules par jour
• Capacité du réservoir d’un véhicule (kgH
2
)
• Taux de remplissage moyen (kgH
2
)
• Capacité de la station service (kgH
2
/jour)
• Pression de sortie de l’hydrogène (bars)
180
6
5
900
575
180
6
5
900
575
Investissements
($ 2002)
• 4 distributeurs d’H
2
de 1kg/minute pour chaque
pompe
• 2 compresseurs d’H
2
(de 35 à 575 bars.)
• Bacs de stockage (H
2
comprimé ou liquide)
• Pompes à H
2
liquide
120.000
420.000
700.000
-------
120.000
--------
200.000
80.000
Capital amortissable
($ 2002)
• Amortissement (20 ans)
• Retour sur investissement (15 %)
• Coûts opératoires ($)
1.240.000
62.700
188.100
357.000
400.000
19.350
58.050
307.000
Coût de la distribution d’hydrogène à la station-
service ($/GJ)
14,29
9,05
Source :
G.G. Berry – Hydrogen as a transportation fuel : costs and benefits
Contract DOE – UCRL –ID – 123465 mars 1996
Tableau 4 – Prix de revient de l’hydrogène à la pompe en $/GJ (données 2006)
Révision de : Avril 2006
Source : IFP, TOTAL, CEA, AFH
2
10
H
2
comprimé
H
2
liquéfié
• Reformage à la vapeur du gaz naturel (à 9,3 $ /GJ)
• Liquéfaction H
2
(avec électricité à 0,064 $/kWh)
• Stockage
• Transport
• Distribution***
15,3
---
1,70
2,00 *
15,7
15,3
10,2
5,00
1,25 **
9,95
Prix de revient H
2
($/GJ)
34,7
41,7
* pipeline
** rail + route
*** y compris la compression (3kWh/kg d’H
2
). Prix du Tableau 3 augmentés de 10% pour
tenir compte de l’augmentation des prix de 1996 à 2005
Tableau 5 – Prix de revient de l’hydrogène comprimé à la pompe
en fonction de la matière première et du procédé de production
Matière première
Gaz naturel
(vaporeformage)
Charbon
(gazéification)
Biomasse
(gazéification)
Electricité
(électrolyse)
Prix de la matière
première ($/GJ)
9,3
2,6
2,4
17,8
•
Coût
de
la
technologie
de
production ($/GJ)
• Stockage ($ GJ)
• Transport ($/GJ)
•.Distribution
($/GJ)
Avant
cap.CO
2
*
15,3
1,70
2,00
15,7
Après
cap. CO
2
*
17,6
1,70
2,00
15,7
Avant
cap. CO
2
*
16,8
1,70
2,00
15,7
19,50
1,70
2,00
15,7
29,4
1,70
2,00
15,7
Prix de revient H
2
($ / GJ)
34,7
37,0
36,2
38,9
48,8
Révision de : Avril 2006
Source : IFP, TOTAL, CEA, AFH
2
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BIBLIOGRAPHIE
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