Mélange à 50% H₂ éprouvé à grande échelle

Turbines à gaz à cycle combiné prêtes pour l’hydrogène

Les turbines à gaz prêtes pour l’hydrogène — des machines à cycle combiné (CCGT) construites pour brûler du gaz naturel aujourd’hui et passer à 100% d’hydrogène — sont déjà éprouvées à grande échelle. GE Vernova, Siemens Energy et Mitsubishi Power exploitent dès maintenant des mélanges d’hydrogène de 30–50%, et des unités à hydrogène pur de 600 MW+ arriveront d’ici 2026–2030, rendant possible une production dispatchable sans carbone. GRECO intègre cette capacité à ses AI campus power dès le premier jour.

600+ MW
Capacité par turbine
100%
Compatible hydrogène
>64%
Rendement thermique
2026
Déploiement commercial

Le fonctionnement des CCGT à hydrogène

Les turbines à gaz à cycle combiné (CCGT) constituent la forme de production thermique la plus performante : elles dépassent 64% de rendement en associant une turbine à gaz et une turbine à vapeur dans un procédé en deux étapes. La chaleur des gaz d’échappement de la turbine à gaz entraîne le cycle vapeur, ce qui extrait le maximum d’énergie du combustible.

Les turbines Hydrogen-ready CCGT sont conçues pour fonctionner avec des mélanges variables de gaz naturel et d’hydrogène, avec une trajectoire claire vers une combustion à 100% d’hydrogène. Cela exige des systèmes avancés de combustion sèche à faibles émissions (DLE), capables de gérer les caractéristiques de flamme propres à l’hydrogène—vitesses de flamme plus élevées, températures plus fortes et stœchiométrie différente de celle du gaz naturel.

Les grands constructeurs ont réalisé des progrès importants : en octobre 2023, le projet HYFLEXPOWER, financé par l’UE, a fait fonctionner avec succès une Siemens Energy SGT-400 à 100% d’hydrogène renouvelable—une première mondiale pour une turbine à gaz industrielle de cette échelle. En novembre 2024, GE Vernova announced que son ensemble LM6000VELOX alimentera la centrale à hydrogène de Whyalla, en Australie-Méridionale, avec une capacité de 100% d’hydrogène d’ici 2026.

Récupération de chaleur par HRSG : atteindre 90% de rendement

Les Heat Recovery Steam Generators (HRSG) captent la chaleur fatale des gaz d’échappement de la turbine à gaz pour produire de la vapeur destinée à une production électrique additionnelle et à des applications industrielles. Combinés à des systèmes Combined Heat and Power (CHP), ils portent le rendement total de l’installation à 90%—près du double de celui des turbines à gaz à cycle simple.

How CHP Creates Value: Plutôt que de rejeter la chaleur des gaz d’échappement dans l’atmosphère, les systèmes HRSG en extraient l’énergie thermique pour les réseaux de chauffage urbain, la chaleur de procédé industriel ou une production électrique additionnelle. Cela crée une deuxième source de revenus à partir du même combustible, tout en réduisant fortement les émissions par unité d’énergie utile livrée.

The Greco Energy Advantage: Notre conception CHP intégrée capte la chaleur fatale au moyen de systèmes HRSG avancés, pour le chauffage urbain et les applications industrielles. Cette approche atteint un rendement total de 90%, le meilleur du secteur—transformant une centrale électrique en un pôle énergétique polyvalent aux sources de revenus diversifiées.

90%
Rendement global
2x
Sources de revenus
50%
Moins de combustible gaspillé

Jalons du secteur

2023

HYFLEXPOWER atteint 100% d’hydrogène

La turbine à gaz industrielle SGT-400 de Siemens Energy fonctionne avec succès à 100% d’hydrogène renouvelable dans le cadre du projet HYFLEXPOWER financé par l’UE.

2024

Contrat de GE Vernova à Whyalla

GE Vernova décroche une commande de quatre unités LM6000VELOX capables de fonctionner à 100% d’hydrogène pour le Hydrogen Jobs Plan de l’Australie-Méridionale.

2024

Lancement de Mission H2 Power

Siemens Energy et SSE lancent un projet visant à développer la combustion à 100% d’hydrogène pour la turbine à gaz SGT5-9000HL de la centrale Keadby 2.

2026

Exploitation commerciale à 100% H₂

La centrale à hydrogène de Whyalla devrait être mise en service avec une capacité de 200MW fonctionnant à l’hydrogène renouvelable.

Principaux fournisseurs de technologies

GE Vernova

Ensemble aérodérivé LM6000VELOX—premier à fonctionner à 100% hydrogène à l'échelle commerciale. Turbine industrielle 7HA.03 capable de mélanges à 50%+ d'hydrogène dès aujourd'hui.

Projet Whyalla : 200MW, 2026

Siemens Energy

La SGT-400 a atteint un fonctionnement à 100% H₂ dans le cadre du projet HYFLEXPOWER. Mission H2 Power développe la capacité 100% pour sa turbine phare SGT5-9000HL.

Keadby 2 : 850MW, Royaume-Uni

Mitsubishi Power

La turbine M501JAC atteint une cocombustion à 30% d'hydrogène. Objectif : une capacité 100% hydrogène d'ici 2030 grâce au développement d'une combustion avancée.

Takasago Works : installation d'essai

L'approche de Greco Energy

Sous la direction de Leo Paskalidis, notre installation phare déploiera dès le premier jour une technologie CCGT prête pour l'hydrogène. En concevant la compatibilité hydrogène dès le départ, nous assurons une trajectoire claire vers une production d'électricité sans carbone, à mesure que la production d'hydrogène vert prend de l'ampleur et que les coûts baissent.

Installation nord-américainePrête pour le H₂ dès le premier jourTransition par étapes

Sources et lectures complémentaires

GE Vernova• November 2024

Annonce de GE Vernova : LM6000VELOX à 100% d’hydrogène

Turbomachinery Magazine• October 2023

HYFLEXPOWER : première turbine à gaz fonctionnant à 100% d’hydrogène

Siemens Energy• 2024

Centrales à hydrogène de Siemens Energy

POWER Magazine• December 2024

Mission H2 Power : développement d’une turbine à gaz HL à 100% d’hydrogène

Siemens Energy• April 2025

Livre blanc : la production à l’hydrogène avec les turbines à gaz Siemens Energy

Turbines à gaz à hydrogène : questions fréquentes

Plusieurs le font déjà. En 2023, une Siemens Energy SGT-400 a fonctionné à 100% d’hydrogène renouvelable dans le cadre du projet européen HYFLEXPOWER — une première mondiale à l’échelle industrielle. La LM6000VELOX aérodérivée de GE Vernova est sous contrat pour fonctionner à 100% d’hydrogène à la centrale de Whyalla, en Australie-Méridionale, et ses turbines lourdes de classe 7HA brûlent aujourd’hui des mélanges d’hydrogène de 50%+. La M501JAC de Mitsubishi Power co-brûle actuellement ~30% d’hydrogène, avec une cible de 100%. La réponse honnête est donc la suivante : la combustion à 100% d’hydrogène est éprouvée, et les unités commerciales à 100% arrivent entre 2026 et 2030.

Une turbine prête pour l’hydrogène est conçue dès le départ pour brûler des mélanges variables de gaz naturel et d’hydrogène et pour évoluer vers 100% d’hydrogène sans remplacer la machine. Elle fait appel à une combustion sèche à faibles émissions (DLE) avancée, réglée pour la vitesse de flamme plus élevée et les températures plus fortes de l’hydrogène. « CCGT prête pour l’hydrogène » désigne la même capacité dans une configuration à cycle combiné, où un cycle vapeur aval porte le rendement au-delà de 64%.

Les centrales thermiques les plus performantes sont les turbines à gaz à cycle combiné de classe H, qui dépassent 64% de rendement net en associant une turbine à gaz à une turbine à vapeur qui récupère la chaleur des gaz d’échappement. Le passage à l’hydrogène plutôt qu’au gaz naturel n’abaisse pas ce rendement de façon notable — ce sont les mêmes machines à haut rendement que l’on rend compatibles avec l’hydrogène, si bien que les émissions diminuent sans renoncer à la performance.

CCGT est l’abréviation de « Combined Cycle Gas Turbine », soit turbine à gaz à cycle combiné. Une turbine à gaz produit de l’électricité, puis ses gaz d’échappement chauds alimentent une chaudière de récupération (HRSG) et une turbine à vapeur pour un second cycle de production — ce qui extrait beaucoup plus d’énergie du même combustible qu’une turbine à cycle simple et permet d’atteindre un rendement de 60%+.

Elles sont disponibles et livrées dès maintenant. Ce qui reste à monter en échelle, c’est l’approvisionnement en hydrogène vert abordable — pas les turbines. C’est précisément pourquoi GRECO exige une production prête pour l’hydrogène dès le départ : la centrale fonctionne aujourd’hui au gaz naturel ou en mélange, puis passe à l’hydrogène à mesure que l’offre et le prix de l’hydrogène propre s’améliorent, sans remotorisation.

Dans la documentation commerciale, les deux termes s’emploient indifféremment, mais il vaut la peine de les distinguer. « Compatible hydrogène » signifie habituellement que la machine peut brûler une certaine proportion d’hydrogène en mélange — souvent de 30% à 50% — sans modification. « Prête pour l’hydrogène » est une affirmation plus forte : la turbine est conçue pour pouvoir être convertie plus tard à un fonctionnement allant jusqu’à 100% d’hydrogène, sans la remplacer. Lorsque vous comparez des fournisseurs, demandez le pourcentage de mélange précis pour lequel la machine est certifiée aujourd’hui et ce qu’implique réellement la conversion à 100%, car les deux termes masquent un écart d’engagement considérable.

La turbine n’en est qu’une partie. Une centrale prête pour l’hydrogène, c’est une installation entière capable d’opérer le changement : acheminement et stockage du combustible dimensionnés pour la densité énergétique volumique beaucoup plus faible de l’hydrogène, tuyauterie et joints homologués pour une molécule plus petite qui fuit plus facilement, détection de gaz et ventilation revues, et commandes de combustion réglées pour une flamme plus rapide. Une turbine prête pour l’hydrogène installée dans une centrale incapable de lui livrer de l’hydrogène ne constitue pas une centrale prête pour l’hydrogène. C’est pourquoi la décision de préparation relève de la conception du campus plutôt que de la commande d’équipement.

Non — l’échelle détermine la machine. Sous environ 20 MW, GRECO utilise des piles à combustible à oxyde solide, qui convertissent le gaz par voie électrochimique, sans flamme et donc avec des NOx quasi nuls, ce qui les rend autorisables sur des sites urbains où une turbine ne le serait pas. Au-delà d’environ 20 MW, le cycle combiné trouve sa place, car le second cycle vapeur se rentabilise à cette taille. Dans les deux cas, la chaleur est récupérée et vendue à un réseau de chaleur.

L'électricité arrive en même temps que le campus

Au-delà d'environ 20 MW, la turbine est la bonne réponse. En deçà, GRECO utilise des piles à combustible à oxyde solide, sans flamme et donc à NOx quasi nuls — ce qui fait la différence entre un site urbain autorisable et un site qui ne l'est pas. C'est l'échelle qui détermine la machine.