Les coûts de transport de l’hydrogène varieront au cas par cas, selon l’industrie

Le ministre de l'économie de Basse-Saxe, Bernd Althusmann (2-R), se trouve dans un camion poubelle à pile à combustible à l'occasion de la visite d'une installation de production d'hydrogène du fournisseur d'énergie EWE à Elsfleth, dans le nord de l'Allemagne, le 23 juillet 2020. L'installation contient un électrolyseur et un stockage d'hydrogène pour produire de l'hydrogène à partir d'énergies renouvelables pour les véhicules à piles à combustible. [EPA-EFE/FOCKE STRANGMANN]

Si les gazoducs peuvent être utilisés pour transporter l’hydrogène, le coût de la modernisation des infrastructures, combiné aux besoins des utilisateurs au niveau local, détermineront si c’est de l’hydrogène mélangé ou pur qui sera livré au consommateur final, selon les experts de l’industrie.

L’hydrogène propre – c’est-à-dire l’hydrogène produit par électrolyse à partir d’énergies renouvelables – est considéré comme un élément central du système énergétique décarbonisé envisagé par la Commission européenne.

Les gaz à faible teneur en carbone tels que l’hydrogène ou le biométhane peuvent remplacer les combustibles fossiles dans les secteurs économiques où il est difficile de réduire les émissions de gaz à effet de serre. C’est notamment le cas dans l’industrie sidérurgique ou chimique, le transport maritime, l’aviation et les transports routiers lourds, où l’électrification n’est actuellement pas possible ou trop coûteuse.

L’augmentation de la production et de l’utilisation d’hydrogène propre est donc devenue une priorité politique pour la Commission européenne, qui a présenté une stratégie spécifique sur l’hydrogène en juillet.

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La Commission européenne a dévoilé sa stratégie destinée à promouvoir l’hydrogène vert, produit grâce à l’électricité renouvelable. Mais durant une phase transitoire, l’UE soutiendra aussi l’hydrogène à faible teneur en carbone dérivé de combustibles fossiles. Un article d’Euractiv Italie.

Aujourd’hui, l’hydrogène est principalement produit à proximité des lieux où il est utilisé, mais cela pourrait changer à l’avenir, car les volumes de production et les distances de transport devraient augmenter.

Après tout, les gazoducs « constituent le moyen de distribution le moins cher lorsque la demande est suffisamment importante », selon une étude financée par l’UE et réalisée par les sociétés de conseil Guidehouse et Tractabel Impact, publiée par la Commission européenne en juillet de cette année.

« Une adoption progressive de solutions pour l’hydrogène peut également conduire à la réutilisation de certaines parties de l’infrastructure existante pour le gaz naturel, ce qui permettrait d’éviter que les gazoducs ne deviennent des actifs bloqués », a écrit la Commission dans sa stratégie pour l’hydrogène.

Le soutien de la Commission à l’utilisation des gazoducs pour le transport de l’hydrogène a été confirmé plus tôt cette année par Frans Timmermans, le vice-président de l’exécutif de l’UE chargé de superviser le Green Deal européen.

Alors que l’UE cherche à développer « une infrastructure dédiée à l’hydrogène », la reconversion des réseaux de transport de gaz existants pourrait aider à réduire les coûts de transition, a déclaré Frans Timmermans en mai lorsque la Commission a présenté sa proposition de plan de relance lié à la crise du COVID-19.

« Il est important que nous examinions les infrastructures de gaz naturel et de GNL existantes pour voir dans quelle mesure elles sont déjà utilisables pour l’hydrogène ou peuvent être adaptées à l’utilisation de l’hydrogène », a-t-il déclaré. « Plus nous pourrons faire un double usage des infrastructures, mieux cela vaudra – cela permettra aussi de rendre la transition vers l’hydrogène vert abordable à l’avenir ».

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« Je suis très enthousiaste face à ces possibilités et nous allons beaucoup travailler dans ce sens », avait alors déclaré Frans Timmermans.

Le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz (ENTSOG) estime même qu’il faut développer les infrastructures avant d’augmenter les volumes de production d’hydrogène, car cela encouragera la consommation d’hydrogène dans des secteurs d’utilisation finale essentiels comme le transport et l’industrie.

« La voie à suivre pour développer un marché et une économie de l’hydrogène forts commence par le développement d’une infrastructure appropriée qui relie les sites de production (à terre et en mer) aux consommateurs », a déclaré l’ENTSOG à Euractiv dans des commentaires envoyés par e-mail.

« L’hydrogène propre peut être efficacement transporté par des gazoducs existants réaménagés ou modernisés, à la fois pour mettre en place l’économie de l’hydrogène et pour soutenir les objectifs du Green Deal de l’UE », a ajouté l’ENTSOG.

Pour les décideurs politiques, la grande question est de déterminer quels sont les coûts exacts de la modernisation des gazoducs et des terminaux GNL, ce qui est actuellement examiné par l’industrie gazière, a précisé l’ENTSOG.

Gas Infrastructure Europe (GIE), une autre association industrielle, a identifié quatre voies principales pour développer une infrastructure de l’hydrogène, y compris l’expédition directe de l’hydrogène vers l’Europe via des pipelines ou la conversion d’autres gaz en hydrogène après leur arrivée aux terminaux d’importation de GNL.

GIE prépare actuellement une étude coûts-avantages détaillée qui sera publiée en octobre et qui évaluera les avantages et les inconvénients des différentes options.

L’épine dorsale de l’infrastructure de l’hydrogène

En attendant, des plans visant à développer une infrastructure dédiée à l’hydrogène sont également en cours. En juillet, un groupe de onze sociétés européennes d’infrastructure gazière a présenté un plan visant à développer une « épine dorsale » européenne de l’hydrogène de près de 23 000 km d’ici à 2040, qui sera utilisée parallèlement au réseau de gaz naturel.

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Bien que cette « épine dorsale » prévoie de convertir les gazoducs devenus superflus en raison de la baisse de la demande, ceux-ci ne seront peut-être pas disponibles partout et devront être complétés par de nouvelles infrastructures.

En attendant que de plus grands volumes d’hydrogène propre soient disponibles, une autre option consiste à mélanger de petites quantités d’hydrogène avec du gaz naturel dans les gazoducs existants, une solution qui pourrait s’avérer intéressante dans une phase de transition, car elle ne nécessite aucune modernisation.

« Le mélange est cependant moins efficace et diminue la valeur de l’hydrogène », relève la Commission dans sa stratégie de juillet. « Le mélange modifie également la qualité du gaz consommé en Europe » ce qui pourrait engendrer une fragmentation du marché européen du gaz, met en garde la Commission.

Selon l’ENTSOG, les deux options sont possibles et pourraient coexister dans une phase de transition.

En fin de compte, le coût variera selon que l’hydrogène sera mélangé au gaz naturel ou transporté sous forme pure.

En d’autres termes, plus on se rapproche de l’hydrogène pur, plus il devient cher. Pour de faibles pourcentages, les infrastructures existantes pourraient déjà être adaptées à l’hydrogène, a expliqué l’ENTSOG. Et certains pays comme la France autorisent déjà le mélange jusqu’à 10 %.

Mais cela ne signifie pas que les opérateurs gaziers peuvent commencer à injecter de l’hydrogène dans le réseau immédiatement – des ajustements peuvent également être nécessaires au niveau du consommateur en fonction de ses besoins.

Certains utilisateurs industriels, comme les sidérurgistes, par exemple, préféreront être approvisionnés en hydrogène pur afin de décarboniser leurs activités. Mais d’autres, comme l’industrie pétrochimique ou plastique, ont besoin de gaz naturel de haute qualité pour leurs processus de fabrication, et auront besoin d’équipements de séparation.

Pour les ménages, la conversion à l’hydrogène pourrait impliquer des changements dans les appareils domestiques tels que les cuisinières à gaz. Le projet H21 à Leeds, dans le nord de l’Angleterre, en est un exemple : toute une partie de la ville est convertie à l’hydrogène, y compris les brûleurs des maisons.

« La limite maximale d’hydrogène dans le mélange qui sera injecté dans le réseau dépendra des équipements et des utilisateurs qui y sont connectés et de leurs possibilités d’adaptation aux concentrations d’hydrogène », a déclaré l’ENTSOG. Pour que le système de gaz soit compatible à l’hydrogène, il faudra peut-être aussi développer de nouvelles solutions techniques telles que des membranes pour la séparation des gaz, a expliqué un porte-parole.

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Et plus la quantité relative d’hydrogène dans le mélange augmente, plus le nombre de réaménagements nécessaires croît. Au-delà d’un certain niveau, certains affirment qu’il pourrait même être plus économique de transporter l’hydrogène sous forme pure.

« En règle générale, la décision de passer à 100 % d’hydrogène ou de faire des mélanges d’H2 devrait être fondée sur une étude au cas par cas » impliquant les GRT, les GRD et les utilisateurs finaux en fonction de leur infrastructure et des applications en aval, selon l’ENTSOG.

Selon Marcogaz, une association qui s’occupe de questions techniques pour l’industrie du gaz, la plupart des éléments de l’infrastructure de transport, de stockage et de distribution du gaz ainsi que la majeure partie des appareils ménagers devraient pouvoir accepter jusqu’à 10 % d’hydrogène « avec modification ». Certains appareils et certains réseaux résidentiels fonctionnent déjà avec des volumes d’hydrogène allant jusqu’à 20 %, note l’association.

Mais il ne sera possible d’atteindre des concentrations plus élevées que « par le biais de la R&D, par des mesures supplémentaires ou en procédant à des remplacements », souligne Marcogaz, qui a dressé un bilan des limites actuelles à l’utilisation de l’hydrogène dans les infrastructures de gaz naturel existantes.

Les détracteurs de ce procédé affirment que les différentes qualités de mélange et les exigences connexes en matière d’infrastructure gazière risquent de rendre le transport et la distribution du gaz trop complexes à gérer pour les opérateurs d’infrastructure gazière.

« Cela va rendre les choses extrêmement compliquées », a déclaré Jonathan Stern, de l’Institut d’études énergétiques d’Oxford, qui s’est exprimé lors d’un événement en ligne organisé cette année par Euractiv. « Je pense que cela pourrait nous prendre beaucoup de temps, tout comme cela nous a pris beaucoup de temps pour le gaz naturel », a-t-il déclaré aux participants à l’événement, rappelant qu’il a fallu 30 ans pour mettre sur pied un marché du gaz naturel qui soit opérationnel à l’échelle de l’UE.

La Commission semble reconnaître l’existence de ces risques, en soulignant la fragmentation potentielle du marché du gaz de l’UE qui pourrait résulter du mélange des gaz.

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« Les normes actuelles de qualité du gaz – nationales et CEN – devraient être actualisées. En outre, un renforcement des instruments pourrait être nécessaire pour assurer la coordination transfrontalière et l’interopérabilité des systèmes afin que le gaz puisse circuler sans entrave dans les États membres », indique la stratégie de la Commission pour l’hydrogène.

« Ces options doivent être soigneusement examinées en évaluant leur contribution à la décarbonisation du système énergétique et en termes d’implications économiques et techniques », affirme l’exécutif de l’UE.

Les défenseurs de l’environnement estiment pour leur part que l’ensemble de l’opération pourrait ne pas en valoir la peine d’un point de vue climatique.

« L’industrie utilise l’hydrogène comme un écran de fumée pour prolonger l’utilisation les combustibles fossiles », déclare Silvia Pastorelli, qui milite en faveur des énergies propres à Greenpeace. « Investir davantage dans le gaz et les infrastructures gazières nous mènera uniquement à produire de nouvelles émissions », dit-elle, prévenant que « le gaz est un combustible fossile au même titre que le charbon et le pétrole » et donc un contributeur majeur à la dégradation du climat.

« Ils s’appuient sur des promesses peu convaincantes à propos des gazoducs qui finiront par transporter de l’énergie propre pour garantir dès maintenant des investissements pour les combustibles fossiles. Les gouvernements doivent nous porter vers l’avenir en effectuant des investissements directs dans les énergies renouvelables, pas nous ancrer dans le passé en misant sur des fossiles », a-t-elle conclu.

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