La mise à jour de la stratégie américaine sur l'hydrogène est meilleure, mais reste généralement bonne pour l'industrie des combustibles fossiles

Nov 01, 2023

En tant que document vivant, la stratégie est encore profondément imparfaite, mais moins imparfaite que la première. Si le DOE le met à jour tous les six mois et qu'il y a autant de mouvement à chaque fois, alors d'ici 2025 ou 2026, cela pourrait être une bonne stratégie.

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En novembre, j'ai évalué la première ébauche de la stratégie américaine sur l'hydrogène, publiée en septembre 2022. Le titre résumait bien le problème avec cette itération, je pense : Nouvelle stratégie américaine sur l'hydrogène : mauvais département, mauvais auteurs.

Quels étaient les problèmes qui en résultaient ? Eh bien, la première était que le diagnostic était erroné, et qu'il était basé sur l'hydrogène comme étant essentiel à la transition énergétique, par opposition à la transition industrielle. En conséquence, il a été dispersé partout dans les transports et le chauffage industriel. La stratégie comprenait même la déclaration remarquable qu'elle serait nécessaire pour des températures supérieures à 300° Celsius alors qu'il existe des solutions de résistance électrique, d'induction, de rayonnement et de four à arc fonctionnant dans le chauffage industriel à des températures allant jusqu'à 3 000° Celsius aujourd'hui.

Il avait même le chauffage commercial et résidentiel comme cible pour l'hydrogène, ce qui est une proposition assez ridicule étant donné que même en novembre 2022, il y avait des dizaines d'études dans le monde qui indiquaient clairement que c'était une idée terrible du point de vue de la sécurité et de l'économie, et que les pompes à chaleur étaient parfaitement adaptées à leur objectif à un coût et un profil de risque beaucoup plus faibles.

Et, bien sûr, la stratégie comportait une grande partie de la fabrication d'hydrogène à partir de combustibles fossiles avec capture et stockage du carbone (CSC), même si la grande majorité du CSC, en particulier aux États-Unis, est utilisée pour la récupération assistée du pétrole (EOR), un non-démarreur comme solution climatique.

Pourquoi cette stratégie a-t-elle si mal tourné ? Eh bien, il a été rédigé presque entièrement par le Département américain de l'énergie (DOE), avec peu de contribution apparente des secteurs de cas d'utilisation finale réels pour l'hydrogène aujourd'hui. Le lobby des combustibles fossiles a certainement eu son mot à dire, car si la majorité du budget du DOE est destinée à la réglementation et à la sécurité de l'énergie nucléaire commerciale, le deuxième plus gros morceau concerne les combustibles fossiles, les énergies renouvelables se battant pour les restes. Les raffineries de pétrole utilisent aujourd'hui environ 33 % de l'hydrogène pour désulfurer le carburant, les raffineries de pétrole lourd et acide de Houston qui traitent les produits du Venezuela et de l'Alberta étant les principaux consommateurs, bien que d'autres raffineries plus petites en utilisent également beaucoup aux États-Unis.

De toute évidence, cela va disparaître lorsque le pic pétrolier atteindra et que la réduction de qualité par rapport au brut Brent augmentera avec l'augmentation du coût de l'hydrogène, et que les réductions sur les voyages resteront ou augmenteront. Les produits du Venezuela et de l'Alberta seront les premiers sur le marché.

Mais l'industrie de l'ammoniac a-t-elle attiré beaucoup d'attention? À l'échelle mondiale, environ 25 % de l'hydrogène est utilisé pour fabriquer de l'ammoniac, principalement pour les engrais. Il a obtenu un signe de tête, bien sûr, mais pas la part du lion de l'attention qu'il devrait avoir dans toute stratégie raisonnable.

Qu'en est-il de la réduction directe du fer (DRI) pour l'acier ? Environ 100 millions de tonnes d'acier sont fabriquées avec des gaz synthétiques qui représentent une grande partie de la demande actuelle en hydrogène. Nettoyer ça ? Ce n'est pas une très grande priorité par rapport à l'expansion du marché de l'hydrogène, y compris de nombreuses molécules dérivées de combustibles fossiles, le seul espoir que l'industrie des combustibles fossiles a de continuer à exister à son échelle et à sa rentabilité actuelles.

Aujourd'hui, l'hydrogène est un problème de réchauffement climatique à peu près de la même ampleur que l'ensemble de l'aviation dans le monde. La première tâche consiste à décarboner ses cas d'utilisation industrielle, et non à inventer de nouveaux marchés pour lesquels elle est mal adaptée, mais la première ébauche de la stratégie américaine de l'hydrogène était principalement axée sur l'invention de nouveaux marchés.

Alors, la version mise à jour neuf mois plus tard est-elle meilleure ? Découvrons-le.

Logos des agences et départements américains impliqués dans la stratégie hydrogène américaine

Eh bien, il est toujours dirigé et rédigé par le DOE, au lieu du Département du commerce, ce qui, à mon avis, serait un meilleur choix. Cependant, ils précisent que les consultations, qu'elles soient approfondies ou superficielles, ont impliqué et impliqueront de nombreuses organisations qui sont les principaux acteurs actuels et futurs de l'hydrogène. Il est quelque peu étrange que le département américain de l'Agriculture figure en dernier, car les engrais sont probablement le plus grand domaine de demande de dérivés d'hydrogène existant aujourd'hui aux États-Unis et qui ne disparaîtra pas. Mais ce n'est qu'une mauvaise optique, pas nécessairement indicative de quoi que ce soit.

Notez que cette version de la stratégie, comme la dernière, suit les subventions massives de la loi sur la réduction de l'inflation pour l'hydrogène à faible émission de carbone, et non la précède. C'est un peu prêt, feu, objectif, mais étant donné que l'administration américaine précédente était profondément hostile à toute action climatique, c'est bien mieux que rien.

Le résumé analytique porte sur les opportunités, et non sur le problème du changement climatique des émissions actuelles d'hydrogène. Les grands espaces d'opportunités qu'il identifie sont :

"… le secteur industriel (par exemple, la chimie, l'acier et le raffinage), le transport lourd et le stockage d'énergie de longue durée pour permettre un réseau propre."

Le premier est bon et c'est bien que ce soit le premier. Le transport lourd n'a pas de voies pour l'hydrogène dans un monde rationnel. Les camions lourds seront tous électrifiés, avec des densités d'énergie de batterie en main permettant des portées de 500 milles aujourd'hui, des portées de 1 000 milles dans un an ou deux et plus du double des plates-formes diesel long-courriers dans les années 2030.

En dehors des États-Unis, toutes les autres grandes régions commencent à peine à électrifier le rail avec des connexions au réseau et des wagons couverts remplis de batteries pour les tunnels et les ponts, avec l'Inde à 85 % électrifiée et visant 100 % avant 2025, la Chine à 72 % et en croissance rapide, et l'Europe à 60 % et en hausse. Les États-Unis sont une exception sérieuse en matière de décarbonation ferroviaire et le DOE et le Department of Transportation (DOT) ne comprennent clairement pas quelle est la bonne stratégie pour ce mode de transport, ou sont intimidés par l'American Association of Railroads (AAR), qui s'oppose farouchement à l'électrification pour des raisons absurdes. Pour le transport maritime, ce seront les batteries et les biocarburants, pas les dérivés de l'hydrogène. Même la plus grande alternative au carburant maritime non biodiesel ou au diesel renouvelable pour laquelle il existe des contrats est le méthanol d'origine biologique, et non un dérivé de l'hydrogène.

Le plan de transport américain est un peu meilleur que la première stratégie hydrogène, mais manque toujours le bateau (et le rail et les camions) sur ce point, il n'est donc pas surprenant que la stratégie hydrogène se trompe encore.

Le stockage d'énergie de longue durée est également fascinant. Cela va être trop cher en raison des inefficacités et des coûts en capital pour être compétitif dans les réserves journalières ou les marchés à deux jours, donc il va être contraint, s'il est jamais construit, à un stockage de très longue durée où il y a une pénurie nationale de vent et de soleil pendant une semaine. Compte tenu de la taille des États-Unis, du mouvement continu vers les interconnexions HVDC, de l'immense surface terrestre et aquatique pour les énergies renouvelables largement répandues, il s'agit d'une solution unique en son genre. Ce n'est pas une île comme le Royaume-Uni, où la modélisation suggère qu'il serait nécessaire tous les dix ans en moyenne.

Même dans ce cas, il est beaucoup plus judicieux de détourner autant de biométhane des sources anthropiques existantes que possible vers des installations de stockage de gaz naturel que de fabriquer de l'hydrogène à cette fin.

La réponse pour un stockage de longue durée réellement économiquement raisonnable est l'hydroélectricité pompée et l'espace émergent de la batterie à flux redox, et non une molécule coûteuse qui aime fuir.

Je ne suis donc pas impressionné par la nouvelle stratégie et je n'ai toujours pas dépassé le résumé. Continuons.

"L'Hydrogen Energy Earthshot (Hydrogen Shot) lancé en 2021 catalysera à la fois l'innovation et l'échelle, stimulant les investissements du secteur privé, stimulant le développement dans toute la chaîne d'approvisionnement en hydrogène et réduisant considérablement le coût de l'hydrogène propre."

Et bien non. Ce n'est pas un espace soumis à des réductions massives de prix. Les lois de la thermodynamique ne cèdent pas aux vœux pieux, ainsi le coût de l'hydrogène vert par électrolyse nécessitera encore 50 MWh+ par tonne d'hydrogène. Seul l'électrolyseur n'est pas un composant banalisé aujourd'hui, et c'est peut-être l'un des 28 composants d'une usine d'électrolyse à l'échelle industrielle, sans compression, stockage, distribution ou refroidissement à 20° Kelvin. En conséquence, les dépenses en capital (capex) feront monter le prix de l'hydrogène vert par tonne à moins qu'elles ne puissent être amorties sur beaucoup plus de tonnes. Cela nécessite une utilisation bien supérieure à ce qu'un parc éolien ou solaire peut fournir par lui-même, bien au-delà de 60 %. Et cela signifie une électricité ferme aux prix du réseau.

Le tarif industriel moyen de l'électricité aux États-Unis était de 72,60 $ par MWh en 2021, de sorte que ces 50 MWh entraînent un coût par tonne de 3 630 $ ou 3,63 $ par kg à eux seuls. Le capex ajoutera facilement deux ou trois dollars à cela. La subvention maximale de 3 $ par kg pour l'hydrogène réellement à faible teneur en carbone ramènera le prix à un double ou triple hydrogène fabriqué à partir de gaz naturel bon marché utilisant le reformage à la vapeur sans capture de carbone.

Quant à l'hydrogène bleu avec capture du carbone, eh bien, la seule façon de se qualifier pour la subvention de 3,00 $ est avec deux technologies de capture du carbone distinctes, 35 % plus la consommation d'énergie pour le processus et des échelles de séquestration sérieuses au-delà de tout ce qui existe dans le monde, en dehors peut-être de la Chine. Rappelez-vous, huit tonnes de dioxyde de carbone hautement diffus pour chaque tonne d'hydrogène provenant du processus de reformage à la vapeur, et ajoutez une ou trois tonnes de plus pour l'énergie supplémentaire nécessaire au processus, qui, selon l'industrie des combustibles fossiles, proviendra du gaz naturel. Pour ceux qui en doutaient, j'ai examiné la solution de capture directe de l'air de Carbon Engineering en 2019, et 50 % du dioxyde de carbone qu'il « capturait » provenait de la combustion du gaz naturel pour alimenter le processus.

Encore une fois, beaucoup plus de coûts, et compte tenu des antécédents d'intégration du CSC dans des solutions à l'échelle mondiale, une très faible probabilité de réductions réelles des émissions. À cela, même s'il sera probablement moins cher que l'hydrogène vert, même avec la subvention maximale, il est susceptible d'être plus cher que l'hydrogène noir ou gris aujourd'hui.

Et pour le dire encore une fois, c'est le coût de fabrication de l'hydrogène à faible teneur en carbone. Les coûts de compression, de stockage, de distribution et de pompage de l'hydrogène sont exorbitants et ne diminueront pas beaucoup. L'hydrogène noir ou gris dont la fabrication coûte moins d'un dollar coûte aujourd'hui entre 15 et 20 dollars dans les stations de ravitaillement en hydrogène et entre 8 et 10 dollars livré en vrac dans de gros camions à tube. Les centres régionaux d'hydrogène ont un certain sens pour les utilisateurs industriels comme les usines d'ammoniac et les aciéries vertes, mais peu de sens pour autre chose. Même dans ce cas, comme 85 % de l'hydrogène consommé aujourd'hui est fabriqué au point de consommation et aux volumes et taux requis pour les procédés, il est beaucoup plus probable qu'il sera plus rentable de déployer des électrolyseurs au point de consommation pour remplacer les usines de reformage à la vapeur du gaz naturel.

Et devine quoi? Nous n'utilisons pas d'hydrogène pour l'énergie en dehors de minuscules niches qui sont de toute façon mieux desservies par l'électrification. L'hydrogène est aussi bon marché que jamais, même avec la subvention massive de l'IRA par kg (équivalent à 3,00 $ US par gallon d'essence, soit 83 % du prix de détail actuel). Nous ne l'utilisons pas ou ses dérivés pour l'énergie bien qu'il soit aussi bon marché qu'il ne le sera jamais parce qu'il est beaucoup plus cher que les combustibles fossiles, et nous ne l'utiliserons pas pour l'énergie à l'avenir à moins que nous ne soyons des idiots économiques parce que l'électrification et les biocarburants sont moins chers.

Soyons très clairs. Le meilleur hydrogène bleu ou vert pourrait revenir à un peu plus cher que l'hydrogène noir ou gris actuel, mais uniquement avec la subvention IRA de 3,00 $. Une fois cette subvention supprimée en 2034, le prix de l'hydrogène à faible émission de carbone montera en flèche. Quiconque s'enferme dans l'hydrogène à faible teneur en carbone pour l'énergie s'enferme dans des augmentations massives des dépenses opérationnelles en une décennie. Lorsque je discute avec mes clients de fonds d'investissement et de transport dans le monde entier, je le dis clairement et je m'assure qu'ils lèvent la tête des cinq prochaines années pour envisager 2035 et au-delà. L'électrification et les biocarburants n'auront pas ce problème.

OK, ça continue. Examinons la section sur le langage législatif. Cela commence à clarifier pourquoi il s'agit toujours d'une stratégie brisée.

(b)(i) la production et l'utilisation d'hydrogène propre à partir du gaz naturel, du charbon, des sources d'énergie renouvelables, de l'énergie nucléaire et de la biomasse ;(c)(i) les opportunités économiques pour la production, le traitement, le transport, le stockage et l'utilisation d'hydrogène propre qui existent dans les principales régions productrices de gaz naturel de schiste des États-Unis ;(e) l'identification des opportunités d'utilisation et des obstacles à l'utilisation des infrastructures existantes, y compris tous les composants du système d'infrastructure de gaz naturel, le système d'infrastructure de gazoduc de dioxyde de carbone, les réseaux de distribution locaux d'utilisation finale, les générateurs d'énergie le gaz, pour le déploiement d'hydrogène propre ;

Oui, l'accent est d'abord mis sur l'hydrogène propre à partir du gaz naturel et du charbon et sur la nécessité de donner une seconde vie aux infrastructures obsolètes. Ensuite, d'autres choses viennent après. Cet ordre est-il susceptible d'être exactement comme les rédacteurs de la législation et les lobbyistes de l'industrie l'ont positionné ? Oui, à mon avis. Est-ce une commande appropriée ? Non. L'hydrogène bleu va être un problème permanent de changement climatique, pas une solution réelle. Seules les meilleures solutions de capture à faible fuite et à haute teneur en carbone doivent s'appliquer pour un hydrogène carboné réellement raisonnable, et celles-ci n'existent pas aux États-Unis. Son problème d'émissions de méthane en amont provenant de son pétrole de schiste, de la fracturation hydraulique et de millions de kilomètres de tuyaux est meilleur que celui de la Russie ou de l'Ouzbékistan, mais c'est comme dire qu'il vaut mieux se faire frapper à la tête avec une batte de softball que se faire frapper à la tête avec un tuyau en plomb.

L'électricité renouvelable n'est mentionnée qu'une seule fois dans la loi. Les lois visent principalement à extraire l'hydrogène des combustibles fossiles, en mettant davantage l'accent sur l'hydrogène nucléaire que sur l'hydrogène renouvelable.

Cela signifie-t-il que ce qui se passera réellement sera beaucoup d'hydrogène d'origine fossile aux États-Unis ? Le plus probable.

L'avant-propos continue dans cette veine, mais penche au moins sur l'électrolyse.

"… si plus de 90% de l'hydrogène est produit par électrolyse, en 2030, cette production pourrait nécessiter jusqu'à 200 GW de nouvelles énergies renouvelables ou l'utilisation d'environ 50 à 70 GW d'énergie nucléaire."

Cela suppose une augmentation massive de la demande d'hydrogène d'ici 2030 pour le transport et le stockage, et donne l'impression que jeter les deux tiers ou plus de l'électricité à faible émission de carbone qui pourrait être utilisée directement à des rendements beaucoup plus élevés est une bonne idée, par opposition au suicide économique, contraire à l'action climatique réelle et irréalisable.

Je vais réitérer. L'hydrogène est un problème lié au changement climatique, et la première tâche consiste à l'éliminer. Les États-Unis verront une augmentation de la fabrication d'acier à faible teneur en carbone, le seul véritable marché de croissance pour l'hydrogène, mais obtiennent déjà 70 % de leur demande annuelle de ferraille, et non d'acier neuf, et ont d'énormes quantités d'acier rouillé qui traînent dans le pays sur ou juste sous la surface, ce qui devrait grimper jusqu'à 75 % dans les années à venir. L'intégration d'électrolyseurs alimentés par des énergies renouvelables et nucléaires dans cet espace problématique est tout à fait logique. Cela dit, il n'y a eu qu'un seul bon cas d'utilisation de l'électrolyse à propulsion nucléaire que j'ai trouvé, et c'est de siphonner un infime pourcentage de la génération d'un réacteur pour fabriquer de l'hydrogène sur place comme lubrifiant de turbine au lieu de transporter par camion des centaines de kilogrammes d'hydrogène noir ou gris vers le réacteur chaque jour.

Mais détourner l'électricité propre existante vers des cas de mauvaise utilisation n'a aucun sens, et le parc nucléaire des États-Unis sera pour la plupart en fin de vie d'ici 2035, et non agrandi par 50 à 70 nouveaux réacteurs à un coût approchant un billion de dollars.

Passons à autre chose. Toujours pas sorti des préambules, croyez-le ou non.

Subventions et prêts pour les installations de fabrication automobile pour la fabrication de véhicules propres, y compris les véhicules électriques à pile à combustible (FCEV) ; Crédits d'impôt concurrentiels pour les installations qui fabriquent des technologies à hydrogène et à pile à combustible, y compris les véhicules à pile à combustible et les infrastructures de ravitaillement en carburant Subventions pour les véhicules lourds propres, y compris les FCEV ;

Oui, donnons de l'argent aux fabricants nationaux pour qu'ils fabriquent des piles à combustible et des voitures à pile à combustible que personne n'achètera ni ne conduira. C'est du pur porc. Et ce n'est pas comme si les camions à hydrogène deviendraient une chose. Comme le souligne David Cebon du Center for Sustainable Road Transportation à Cambridge, les camions à hydrogène des principaux fournisseurs sont toujours beaucoup plus chers que leurs alternatives alimentées par batterie, et les coûts de carburant seraient trois fois plus élevés que la simple utilisation de l'électricité. Des dépenses d'investissement et d'exploitation plus élevées signifient qu'aucun acheteur de flotte ne les considérera comme des alternatives. La loi de Wright s'appliquera beaucoup plus aux camions électriques en raison de la possibilité d'exploiter les batteries, les moteurs et les systèmes de contrôle de l'alimentation des véhicules légers, tandis que les camions à hydrogène tireront peu d'avantages de la mise à l'échelle numérique.

Pour rappel, il y a un pays qui a déjà parcouru un long chemin vers la décarbonisation des transports, et les USA devraient en tirer les leçons. Ce pays compte 1,1 million d'autobus et de camions électriques sur ses routes, achète 60 % des véhicules légers électriques vendus chaque année, en construit également la majorité, a construit 25 000 milles de trains de marchandises et de passagers électrifiés à grande vitesse au cours des 16 dernières années, construit 6 000 milles de plus et compte moins de 10 000 véhicules à pile à combustible sur ses routes. Que le pays soit la Chine ne devrait pas rendre la clarté de l'expérience naturelle et de la réalité empirique moins convaincante, en fait, cela devrait la rendre plus convaincante. Si les États-Unis veulent concurrencer la Chine au XXIe siècle, ils doivent le faire avec des choix pragmatiques qui ont du sens, et non des impasses économiques qui ne satisfont que l'industrie des combustibles fossiles.

Prêts pour aider à rééquiper, rééquiper, réaffecter ou remplacer les infrastructures énergétiques afin d'éviter, de réduire, d'utiliser ou de séquestrer les polluants atmosphériques ou les émissions anthropiques de gaz à effet de serre ;

Certaines d'entre elles sont bonnes, mais une grande partie sera gaspillée lors de tentatives ratées de capture de carbone sur des centrales de production de combustibles fossiles, une approche qui a été prouvée à maintes reprises aux États-Unis et à l'extérieur comme étant un échec. Tout argent dépensé pour la capture et la séquestration du carbone irait beaucoup plus loin en construisant plus d'énergies renouvelables.

Un crédit d'impôt pour la production de carburants d'aviation durables et un crédit d'impôt technologiquement neutre pour les carburants propres, qui peuvent inclure de l'hydrogène comme matière première dans le processus de production ;

Bon, car les biocarburants durables pour l'aviation incluent actuellement certaines voies qui impliquent l'hydrotraitement pour améliorer les rendements. Mauvais en ce sens que lorsque les subventions disparaîtront, les coûts irrécupérables seront orientés vers des voies qui nécessitent de l'hydrogène coûteux. Je m'attends à ce qu'à l'échelle mondiale, tout l'hydrogène utilisé pour la valorisation des biocarburants ne représente qu'environ quatre millions de tonnes par an en 2100, mais les États-Unis s'attendent à plus que cela dans les prochaines années.

Subventions pour réduire les émissions dans les ports, qui pourraient financer le déploiement de piles à combustible

Les ports sont déjà massivement électrifiés, avec la plupart des énormes grues électrifiées, comme exemple clé. Tout le monde court également vers les véhicules terrestres portuaires électriques, tout comme les aéroports courent rapidement dans cette direction pour les équipements de service au sol. Il n'y a pas de place pour une pile à combustible dans un port.

Incitations au déploiement du captage, de l'utilisation et du stockage du dioxyde de carbone

Bien sûr.

En plus de ses propriétés chimiques, l'hydrogène peut favoriser la décarbonation en supplantant le gaz naturel dans les secteurs nécessitant une chaleur à haute température, une application difficile à électrifier.la chaleur à haute température (>550°C)

Le DOE continue de faire cette déclaration erronée selon laquelle des substances combustibles sont nécessaires pour la chaleur industrielle, bien qu'ils aient poussé le point de température de la déclaration franchement embarrassante de 300° Celsius dans la stratégie de septembre à la moins mais toujours embarrassante 550° Celsius. On ne sait pas pourquoi.

Il n'y a pas d'exigences de chaleur industrielle qui ne peuvent pas électrifier. Là où il est capital d'électrifier, il serait également capital de passer à l'hydrogène. Par exemple, le jet de flammes de gaz naturel de 10 mètres de long et 5 mètres de large à l'intérieur d'un tambour de clinker de ciment nécessiterait soit un passage au plasma électrique avec un nouveau tambour et un nouveau procédé, soit à l'hydrogène avec un nouveau tambour et un nouveau procédé et des coûts d'exploitation considérablement plus élevés. Les cas d'utilisation où les dépenses en capital et la valeur d'un actif existant existent et qui le remplacent dans les 20 prochaines années sont mieux servis en capturant beaucoup plus de biométhane anthropique que nous forçons actuellement dans l'atmosphère et en le brûlant dans le tambour de clinker au lieu du gaz naturel. Mais ces cas d'utilisation sont rares et les cas d'utilisation de l'électrification domineront.

Alors, qu'en est-il de cette version mise à jour de la stratégie américaine de l'hydrogène ? Eh bien, c'est clairement un document que l'industrie des combustibles fossiles va adorer. Beaucoup d'argent gouvernemental pour des cas d'utilisation de l'hydrogène et de la capture du carbone qui échoueront, perpétuant leur modèle commercial pendant encore une décennie ou deux aux dépens de la planète. Les projections de transport, de chauffage industriel et de stockage d'énergie sont clairement un suicide économique. Toutes les organisations qui croient aux promesses d'un dollar non subventionné par kilogramme d'hydrogène et investissent beaucoup d'argent en capital sur cette base vont au mieux boiter avec des prix de livraison beaucoup plus élevés et vont faire faillite lorsque le PTC de l'IRA disparaîtra.

Mais c'est une amélioration par rapport à l'original. Plus de parties prenantes sont clairement appelées, et il y a une approche pangouvernementale claire qui manquait dans l'original. Le DOE est le chef de file de la charge, et même si je pense que c'est toujours le mauvais positionnement pour la stratégie et que, par conséquent, c'est malavisé, c'est quelque peu atténué.

Il y a plus d'attention et de clarté sur les cas d'utilisation réels de l'hydrogène, de l'ammoniac et de l'acier à faible teneur en carbone parmi eux. Et tout le potentiel de chauffage résidentiel et commercial de l'hydrogène a disparu. C'est une bonne chose. Ils ont finalement reçu ce mémo.

En tant que document vivant, la stratégie est encore profondément imparfaite, mais moins imparfaite que la première. Si le DOE le met à jour tous les neuf mois et qu'il y a autant de mouvement à chaque fois, alors d'ici 2026 ou 2027, cela pourrait être une bonne stratégie. Mais cela nécessiterait de paralyser le lobby des combustibles fossiles, d'examiner l'ensemble de solutions plus large et d'examiner de manière réaliste les pratiques exemplaires à l'échelle mondiale, ce que les États-Unis détestent apparemment faire.

est membre des conseils consultatifs de la startup d'aviation électrique FLIMAX, stratège en chef chez TFIE Strategy et co-fondateur de distnc technologies. Il héberge le podcast Redefining Energy - Tech (https://shorturl.at/tuEF5), qui fait partie de l'équipe primée Redefining Energy. Il passe son temps à projeter des scénarios de décarbonation de 40 à 80 ans dans le futur et à aider les dirigeants, les conseils d'administration et les investisseurs à choisir judicieusement aujourd'hui. Qu'il s'agisse du ravitaillement de l'aviation, du stockage en réseau, du véhicule au réseau ou de la demande en hydrogène, son travail est basé sur les fondamentaux de la physique, de l'économie et de la nature humaine, et informé par les exigences de décarbonation et les innovations de multiples domaines. Ses postes de direction en Amérique du Nord, en Asie et en Amérique latine ont renforcé son point de vue mondial. Il publie régulièrement dans plusieurs médias sur l'innovation, les affaires, la technologie et la politique. Il est disponible pour le conseil d'administration, le conseiller en stratégie et les allocutions.

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