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Vision d’une dorsale hydrogène pour l’Europe

10 Mai. 21

En juillet 2020, 10 opérateurs de systèmes de transport de transport de gaz (TSOs) rendaient public leur vision pour une dorsale européenne de transport de l’hydrogène. En avril 2021, cette vision est renforcée et élargie autour d’un nouveau document intitulé «Extending the European Hydrogen Backbone» (1) et signé par 23 opérateurs de systèmes de transport couvrant désormais 19 Etats européens, la Grande Bretagne et la Suisse (2). Cette dorsale se conçoit comme reliant les grands lieux de consommation d’hydrogène avec les sites européens de production liés à l’éolien offshore, aux sites photovoltaïques mais aussi aux sites de captage et stockage du carbone (CCS),les points d’importation d’hydrogène hors UE, mais également les sites de stockage de l’hydrogène.

Pourquoi une dorsale hydrogène ?
En 2030, selon la stratégie Hydrogène de l’UE, la production d’hydrogène vert en Europe sera de 40 GW, soit 100 TWh d’hydrogène produit annuels auxquels il faut ajouter l’hydrogène bleu pour 80 TWh. Les lieux de consommation ne sont pas toujours situés proches des sites de production d’électricité renouvelable ou de CCS. Il existe, certes, aujourd’hui des réseaux d’hydrogène gris de petite échelle pour un total de 1600 km : exploités par des opérateurs privés, ces réseaux démontrent ad minima que le transport d’hydrogène sur de longue distance est possible et sûr, mais, de faibles capacités, ils ne peuvent devenir la cheville ouvrière d’un réseau européen. En revanche, les réseaux de gaz naturel existants peuvent être largement utilisés pour le transport d’hydrogène. Les conduites de gaz des réseaux existants ont des diamètres oscillants entre 400 et 1400 mm avec des pressions de 16 à 100 bars. La capacité d’une conduite H2 est estimée à 80% celle d’une conduite classique. Ces caractéristiques conviennent à l’hydrogène après adaptation des réseaux, consistant par exemple en l’application de solution de revêtement intérieur des canalisations pour les protéger des effets de l’hydrogène. Des opérations de déroutage facilitées par les diminutions de consommations de gaz naturel et par des fermetures de champs d’exploitation (Groninge par exemple) sont également prévues. Le réseau d’hydrogène est un système de transport moins onéreux que le bateau, sauf pour les très longues distances. Il rend possible le mixage (blending) de l’hydrogène avec le méthane, solution particulièrement adaptée quand le pourcentage d’hydrogène reste faible, donc typiquement pendant les années de montée en puissance. Des conduites dédiées peuvent aussi apparaître, mais en France, la majorité du réseau pourra être réutilisée. Ainsi, au fur et à mesure de la croissance des volumes, des réseaux dédiés apparaîtront pour relier les clusters industriels puis pour connecter des infrastructures régionales puis nationales.

Horizons 2030, 2035 puis 2040…
En Europe, un premier réseau dédié au transport d’hydrogène totalisera 11 600 km dès 2030 à partir du retrofit de réseaux gaz existants et reliera autour des hubs d’hydrogène (clusters industriels, ports, lieux forts de consommation, …) la Hollande, l’Allemagne, la Belgique, la France, l’Italie, l’Espagne, le Danemark, la Suède et la France (Lacq, Marseille, Fos, Lyon).
De 2030 à 2035, la dorsale s’étendra grâce au développement de la politique européenne du green Deal, la mise en œuvre du solaire du sud de la France, de l’Italie et de l’Espagne, et les ressources éoliennes de la baltique et de la mer méditerranée. Cette croissance rendra possible l’importation d’hydrogène d’Afrique du nord par l’Espagne et l’Italie à partir de 2040. Des zones de stockage apparaîtront pour équilibrer la production intermittente d’hydrogène. Une route de l’hydrogène pourra voir le jour en provenance d’Ukraine disposant de réserves foncières, et de capacités éoliennes et photovoltaïques, vers la Slovaquie, la République Tchèque et l’Allemagne. De même un axe pourra se dessiner en provenance d’Espagne vers l’Allemagne dès 2035.
La dorsale connaîtra sa maturité vers 2040 avec 39700 km dont 69% de conduites rétrofitées et 31% de nouveaux réseaux. Elle pourra alors desservir des usages autres qu’industriels comme les transports. C’est aussi le moment où grâce à la réduction des coûts, l’hydrogène vert supplantera l’hydrogène bleu. Les besoins en compression sur l’ensemble du réseau sera largement accru. Les routes d’importation s’élargiront pour atteindre la Russie, la Norvège et la Grèce.

Focus sur la France
En France, l’hydrogène concerne l’industrie et la mobilité. Des réseaux régionaux émergeront autour de plaques industrielles comme Dunkerque, Le Havre, Paris, Lyon et Marseille. Ils favoriseront la réalisation des ambitions françaises visant à atteindre 6,5 GW de capacité d’électrolyse d’ici 2030 pour la décarbonation de l’industrie et la mobilité. Ils seront alimentés par l’hydrogène vert provenant de l’éolien offshore, l’hydrogène bleu provenant de l’industrie et par les importations issues des hubs hydrogène de Belgique (Anvers, Gent, les clusters industriels de Wallonie) et Hollande. A l’est, un cluster se développera en lien avec le Luxembourg et l’Allemagne (projet MosaHyc), alors qu’au sud, autour de Fos-Marseille et Lacq, se concentreront un hydrogène provenant du solaire photovoltaïque et éolien offshore méditerranéen. La région lyonnaise développera un hydrogène à usage industriel. Vers 2035, des hubs comme Saint Nazaire/Nantes, Bordeaux et côte méditerranée se développeront. Le réseau français deviendra ainsi un réseau de transit entre pays du sud vers l’Europe du Nord.

Vers un marché européen de l’hydrogène
Si la mouture 2020 du document parlait de 23000 km de réseaux, avec l’intégration de nouveaux pays et la dynamique du marché, nous sommes désormais à 39700 km, pour un investissement entre 43 et 81 milliards d’euros. Les coûts d’exploitation de la dorsale dans son ensemble sont estimés à 1,6 -3,5 milliards pour 5000 heures de fonctionnement. Capex et Opex confondus, le coût global du transport oscillera entre 0,11 à 0,21 euros/kg/1000km, en fonction des besoins en compression. Ce coût est tout à fait compatible avec le coût cible de production de l’hydrogène vert ou bleu qui devrait s’approcher de celui de l’hydrogène gris situé entre 1,5 et 2 euros le kg. Sur le modèle des marchés du gaz naturel, l’on devrait voir apparaître des points de marché de l’hydrogène avec des prix spot et des prix à terme, auxquels s‘ajouteront le prix du transport porté par le TSO du lieu ; pour la France, il pourra s’agir de GRTgaz.


1       2021 Extending the European Hydrogen Backbone – Gas for Climate 2050
2    Creos (Luxembourg), DESFA (Grèce), Elering (Estonie), Enagás (Espagne), Energinet (Danemark), Eustream (Slovaquie), FGSZ (Hongrie), Fluxys (Belgique), Gasgrid (Finlande), Gasunie (Hollande), GAZ-SYSTEM (Pologne), GCA (Autriche), GNI (Irlande), GRTgaz (France), National Grid (Angleterre), NET4GAS (Tchéquie), Nordion Energi (Suède), OGE (Allemagne), ONTRAS (Allemagne), Plinovodi (Slovénie), Snam (Italie), TAG (Autriche), Teréga (France)

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