«Produire de l’hydrogène décarboné demande de l’électricité décarbonée. Or celle-ci n’est ni illimitée ni équitablement répartie en Europe», rappelle Alvaro Ramirez Santos, le directeur technique de l’Eghac, un centre européen de l’accélération du développement de l’hydrogène vert géré par EIT InnoEnergy. Il souligne ainsi la nécessité de pouvoir transporter l’hydrogène. D’autant que sur les 20 millions de tonnes (Mt) censées être consommées chaque année en Europe à l’horizon 2030, selon l’objectif fixé par le plan RepowerEU, la moitié devra être importée. Selon les prévisions, 4 Mt arriveront par navire, sous forme d’ammoniac, et 6 Mt par pipeline, sous forme d’hydrogène pur, à travers trois corridors : la mer du Nord (Royaume-Uni et Norvège), le sud méditerranéen (avec le Maroc et l’Égypte comme partenaires prioritaires), et l’Ukraine, dès que possible.
Un objectif ambitieux qui «ne semble pas réalisable, car tout reste à faire côté pipelines», estime Karine Vernier, la directrice générale d’EIT Inno-Energy France. Les choses commencent néanmoins à bouger, selon elle, grâce à «l’attitude très volontariste des opérateurs de réseaux gaziers, conscients que la consommation de gaz naturel va baisser. L’hydrogène est une opportunité pour continuer à exploiter ces infrastructures.» C’est dans ce cadre qu’a été lancée l’initiative, tout aussi ambitieuse, de l’Hydrogen European Backbone, un réseau de cinq corridors pour l’importation et le transport : deux iront de l’Afrique du Nord à l’Europe du Sud et du Sud-Ouest, le troisième reliera de l’Europe de l’Est à celle du Sud-Est, le quatrième sera installé en mer du Nord et le dernier dans les régions nordiques et baltes.
Nécessaires adaptations du réseau existant
H2Med, le premier projet européen de cette initiative, transportera l’hydrogène renouvelable des zones de production vers celles de forte consommation. «Nous sommes notamment impliqués dans deux tronçons : BarMar, 400 km, entre Marseille et Barcelone en offshore, et Hy-Fen, 800 km, entre Fos-sur-Mer et Nancy, pour connecter les bassins industriels, les sites de stockage et le marché allemand», explique Geoffroy Anger, le responsable transport hydrogène et CO2 de GRTgaz. Sera-t-il prêt à temps ? Si les opérateurs sont confiants, le travail qui reste à réaliser semble colossal, et les premières études de faisabilité viennent seulement d’être lancées, selon GRTGaz.
Des interrogations concernent la fragilisation des tubes par l’hydrogène si les conditions d’exploitation conduisent à de trop grandes amplitudes de pression.
— Geoffroy Anger, responsable transport hydrogène et CO2 de GRTgaz
Convertir à l’hydrogène des pipelines jusqu’alors dédiés au gaz naturel nécessite un certain nombre d’adaptations. «L’hydrogène est une molécule plus petite, avec des propriétés physico-chimiques différentes. Les interrogations concernent notamment la fragilisation des tubes par l’hydrogène si les conditions d’exploitation conduisent à de trop grandes amplitudes de pression. La maîtrise de ces paramètres permettra, à terme, l’exploitation d’un réseau, précise l’expert. Nous avons mis en place un banc d’essai sur notre plateforme FenHyx [Future energy networks for hydrogen and mix, ndlr], à Alfortville (Val-de-Marne), pour tester des éprouvettes en acier sous atmosphère hydrogène à différents niveaux de pression, de température et de concentration. Nous avons validé des protocoles d’essai et modélisé l’évolution de certains défauts.» Le transporteur doit maintenant partager les conclusions de ses travaux avec les autorités compétentes pour homologuer la méthode.
Mais ce n’est pas tout : il faut assurer l’étanchéité des infrastructures. «Il sera nécessaire de remplacer un certain nombre de vannes et d’équipements de la canalisation, en particulier les robinets, par du matériel compatible avec l’hydrogène grâce à une étanchéité renforcée», prévient Geoffroy Anger. Cela nécessitera des travaux supplémentaires qui, d’après les premières estimations de GRTgaz, ne représenteraient qu’un tiers du coût d’investissement par rapport à une canalisation neuve. À terme, l’objectif est de faire circuler dans ces pipelines 10 % de la consommation prévue pour 2030, soit 2 millions de tonnes.
