Réseau européen d’hydrogène (EHB) – Carte, corridors et coûts

Qu’est‑ce que le Réseau européen d’hydrogène (EHB) ?

Hydrogen has been expected to play a significantly larger role in our energy infrastructure for some time now. Overall, it has not yet come to fruition, with battery electric vehicles (BEVs) making much more progress than hydrogen-based systems.

Il en va de même pour le stockage d’énergie, les réseaux électriques plus denses, les packs de batteries et d’autres formes de stockage comme l’hydro‑stockage s’étant davantage développés que l’hydrogène.

Une raison clé est que l’infrastructure énergétique doit être répandue, efficace et dense pour être économiquement viable. Or les réseaux électriques pouvaient déjà accueillir davantage de véhicules et de machines électriques pour remplacer les combustibles fossiles, tandis que l’hydrogène nécessitait une toute nouvelle infrastructure.

C’est en grande partie pour résoudre ce problème qu’un nouveau méga‑projet massif est lancé en Europe : l’initiative European Hydrogen Backbone (EHB).

Cette initiative réunit 33 opérateurs d’infrastructures énergétiques, essentiellement un par pays de l’UE et des pays voisins (elle inclut également la Norvège, la Suisse, le Royaume‑Uni et l’Ukraine).

Source: EHB

L’objectif est d’élaborer un plan d’infrastructure paneuropéen pour un réseau dédié au transport d’hydrogène, incluant à la fois le transport et le stockage d’hydrogène.

Pourquoi l’Europe a besoin d’hydrogène (au‑delà des batteries et des réseaux)

Si les batteries et les véhicules électriques ont jusqu’à présent été à l’avant‑garde de l’électrification et du remplacement des combustibles fossiles, ils présentent également certaines limites.

L’une d’elles est que l’électricité est très difficile à stocker en grande quantité. Si nous voulions réellement conserver quelques jours de production d’électricité à l’échelle de l’UE, il nous faudrait des centaines de fois plus de batteries que celles actuellement installées ET en projets.

Une autre est que toutes les applications des combustibles fossiles ne peuvent pas être facilement remplacées par l’électricité. Le transport maritime longue distance nécessite un carburant plus dense que les batteries ne peuvent fournir, tout comme l’aviation. Plusieurs industries ont également besoin d’une chaleur très intense que seul le gaz naturel (ou l’hydrogène) peut fournir, comme la métallurgie, la production de produits chimiques, etc.

Faire correspondre production, stockage et demande

Étant donné que l’hydrogène est un produit entièrement nouveau, il ne peut pas s’appuyer sur les infrastructures existantes utilisées pour le transport du pétrole, du gaz ou de l’électricité, du moins pas à grande échelle.

Ceci est particulièrement important car les sites potentiels de production d’hydrogène sont idéalement situés à proximité d’une abondante source d’eau et de sites de production d’énergie renouvelable. Ces emplacements ne sont pas forcément les meilleurs pour le stockage d’hydrogène, ni là où la consommation d’hydrogène est demandée.

Par conséquent, un transport efficace de l’hydrogène de la production au stockage, puis du stockage aux consommateurs, est nécessaire.

Comment l’hydrogène sera transporté : pipelines, camions et navires

L’hydrogène peut être transporté sous deux formes : gaz comprimé ou liquide. L’hydrogène liquide est plus logique pour le transport sur de longues distances ou entre continents, car il réduit le volume requis à bord d’un navire.

Cependant, pour le transport longue distance sur terre, la forme gazeuse est privilégiée, car la liquéfaction consomme une part importante de l’énergie stockée dans l’hydrogène, rendant sa viabilité économique globale moins favorable.

Pour le dernier tronçon du transport, notamment pour les véhicules ou les besoins industriels plus modestes, le transport par camion constitue probablement une bonne option pour recharger les réservoirs locaux dans les stations-service et les sites de production.

Cependant, sur de longues distances, la densité naturellement relativement faible du gaz hydrogène en fait une option bien plus adaptée au transport par pipelines.

À cet égard, on peut noter que l’hydrogène se trouve dans une situation similaire à celle du gaz naturel, qui tend à être nettement plus cher sous forme de GNL. Cependant, contrairement au gaz naturel, dont la disponibilité dépend de la géologie, l’hydrogène peut pratiquement être produit partout où l’énergie est disponible, du climat ensoleillé de l’Espagne aux vents de la mer du Nord.

En fin de compte, si le GNL américain s’avère une alternative au gaz russe pour l’Europe, la seule option domestique à la fois abordable et adaptée au stockage d’énergie et aux besoins industriels serait l’hydrogène produit localement.

Déploiement du EHB : feuilles de route 2030 et 2040

Une vision paneuropéenne

L’objectif ultime du EHB est de s’éloigner de l’approche du « cluster d’hydrogène » privilégiée jusqu’à présent, pour adopter un réseau mondial d’hydrogène traversant l’ensemble du continent. Ce changement devrait permettre d’économiser 330 milliards d’euros, tout en maintenant le même niveau de production et d’utilisation d’hydrogène.

Un facteur clé de ces économies réside dans le fait qu’en favorisant une plus grande connectivité, le European Hydrogen Backbone réduira le besoin de stockage et de redondance. Par exemple, si la production d’une semaine sans vent diminue pour le cluster de la mer du Nord, la production d’une ferme solaire du sud de l’Europe pourra être acheminée vers le Nord.

L’objectif est de produire 20 millions de tonnes (Mt) d’hydrogène par an, soit l’équivalent de 665 térawatt‑heures (TWh) d’énergie.

Source: EHB

Il devrait être organisé autour de quelques sous‑corridors d’hydrogène :

• Un réseau majeur et dense centré autour des Pays‑Bas et reliant les parcs éoliens de la mer du Nord.
• Un bloc franco‑espagnol se déplaçant vers le nord par la vallée du Rhône et reliant Paris à la vallée du Rhin.
• Une connexion polono‑baltique‑scandinave reliant le Nord de l’Europe au reste du continent.
• Une ligne italo‑autrichienne reliant ces pays au réseau allemand, et potentiellement aussi à l’Afrique du Nord.
• Une ligne grecque et balkanique se connectant au reste de l’Europe.

Source: EHB

Dans chacun de ces corridors, quelques entreprises sélectionnées contribueront à la construction et à l’exploitation du Réseau européen d’hydrogène.

Source: EHB

Globalement, la plus forte demande est prévue pour la région d’Europe centrale, suivie de la mer du Nord (Royaume‑Uni, Irlande, Norvège, Danemark) et du corridor France‑Espagne‑Portugal.

Source: EHB

Le plan identifie également non seulement les itinéraires possibles pour les pipelines d’hydrogène, mais aussi les sites naturels utilisables pour le stockage d’hydrogène, qu’il s’agisse de cavernes salines, d’aquifères ou de champs de gaz épuisés (la plupart situés en France, en Espagne, en Italie et en Allemagne).

Source: EHB

2030 à 2040

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Pour 2030, le projet envisage la création des premières structures reliant la plupart des pays européens pour le transport d’hydrogène, en combinant de nouveaux pipelines et des pipelines de gaz réutilisés.

La longueur totale des pipelines d’ici 2030 serait de 32 616 km (20 266 miles), dont 16 864 km (10 478 miles) seraient réutilisés.

Source: EHB

D’ici 2040, l’objectif est de densifier davantage ce réseau, notamment avec un réseau dense construit en Pologne, en Suède, dans les Balkans et le long de la côte est française, davantage de pipelines au sein du Royaume‑Uni et le reliant, ainsi qu’un pipeline traversant la Suisse.

Source: EHB

La longueur totale des pipelines d’ici 2040 serait de 57 662 km (35 829 miles), dont 34 290 km (21 306 miles) seraient réutilisés.

Ces deux estimations sont les chiffres révisés qui reconnaissent que l’utilisation du gaz naturel devra se prolonger plus longtemps que prévu initialement, en raison de l’invasion de l’Ukraine par la Russie.

En raison de ces développements et de l’importance accrue de garantir la sécurité d’approvisionnement, plusieurs pipelines de gaz naturel actuellement en service devront être utilisés plus longtemps que prévu, ce qui explique pourquoi une grande partie de la croissance prévue provient de pipelines d’hydrogène nouvellement construits.

Au‑delà de la production européenne

Le plan ne considère pas seulement la production des pays européens, mais aussi les abondantes ressources en énergie renouvelable qui pourraient être exploitées chez leurs voisins.

Il inclut donc également le calcul de la construction d’une capacité d’électrolyseur de 24 GW en Afrique du Nord et de 8 GW en Ukraine, à développer d’ici 2030.

Une production et une connexion supplémentaires pourraient également être envisagées avec d’autres pays, notamment la Turquie, Israël, voire l’Égypte et les États du Golfe.

L’importation d’hydrogène liquéfié pourrait également être une possibilité, selon les innovations technologiques réduisant le coût de l’hydrogène (soit par la baisse des coûts des énergies renouvelables, soit par la réduction des coûts de production d’hydrogène), et la connexion du European Hydrogen Backbone à la plupart des principaux ports européens prend également cette option en compte.

Coûts : pipelines vs. lignes électriques, gaz et GNL

Comparé aux lignes électriques

Faire passer le système énergétique européen du combustible et du gaz à l’hydrogène peut sembler très logique du point de vue de la lutte contre le changement climatique et de la reconquête de l’indépendance énergétique, non seulement vis‑à‑vis de la Russie, mais aussi des États‑Unis.

Cependant, cela ne fonctionnera que si cela a un sens économique et peut concurrencer équitablement d’autres formes d’approvisionnement énergétique, y compris l’alternative verte des réseaux renforcés et des véhicules électriques.

La première partie compare le coût du transport d’énergie en utilisant les lignes électriques.

Heureusement, les pipelines d’hydrogène, bien qu’étant des infrastructures massives, utilisent moins de matériaux rares que les lignes électriques et les transformateurs (qui nécessitent du cuivre), ce qui se traduit par un coût bien inférieur par « TWh » transporté, entre 2 à 4 fois moins cher pour un pipeline d’hydrogène neuf ou réutilisé (à partir d’un pipeline de gaz) comparé aux connexions électriques aériennes.

L’empreinte est également un facteur important pour un projet de cette envergure. L’hydrogène est également plus dense en énergie que les lignes électriques, un pipeline pouvant transporter jusqu’à 4 fois plus d’énergie.

Source: EHB

Comparé au gaz et au GNL

Ici, la comparaison est un peu plus délicate, car elle dépend fortement du prix attribué au changement climatique et aux émissions de carbone.

Dans l’ensemble, il est probable que le gaz naturel transporté par pipeline soit moins cher pour le moment. Cela s’explique par le fait que le coût de transport est similaire, et que la production d’hydrogène reste généralement plus coûteuse que le gaz naturel (hors taxes carbone).

Comparé au GNL, la situation est un peu moins claire, car cela nécessite à la fois un pipeline pour le transport intérieur et des installations de regazéification à construire en Europe. De plus, le coût des installations de liquéfaction aux États‑Unis ou au Qatar, ainsi que l’énergie perdue lors de la liquéfaction, rendent ce gaz plus cher.

Ainsi, tant que le gaz naturel abondant n’est pas disponible via des pipelines, réalistement accessible uniquement depuis la Russie, scénario peu probable à ce jour, le European Hydrogen Backbone a du sens lorsqu’on le compare à l’approvisionnement en GNL, même sans prendre en compte les émissions de carbone.

De plus, la majeure partie des fonds investis dans la production domestique d’hydrogène et la logistique sera injectée dans l’économie de l’UE, contribuant à réduire les déficits commerciaux liés aux importations d’énergie.

Unification des marchés énergétiques européens

Un impact significatif du European Energy Backbone sera ses avantages économiques pour les projets d’énergie renouvelable. À mesure que la part d’énergie verte dans le réseau augmente, le problème de surproduction pendant les périodes de faible demande se renforce.

Cela peut entraîner une grande quantité d’électricité produite pendant les périodes venteuses ou ensoleillées à être gaspillée, car le réseau électrique local ne peut pas l’utiliser à ce moment précis.

Une grande capacité de production d’hydrogène pourrait aider à absorber ce surplus de production localement, puis le transporter à faible coût vers une zone qui ne produit pas suffisamment à ce moment-là.

• Les journées d’hiver sans soleil dans le nord peuvent absorber la production solaire encore bonne des pays du Sud.
• Les semaines orageuses dans le nord pendant les périodes de mauvais temps peuvent aider à contrebalancer la faible production solaire à travers le continent.

Les corridors reliant les régions disposant d’abondantes ressources d’énergie renouvelable serviraient ainsi non seulement aux importations d’hydrogène, mais renforceraient également le système énergétique intégré en connectant diverses sources renouvelables, telles que l’éolien offshore au nord et le solaire photovoltaïque au sud.

Il en va de même pour le déséquilibre entre la production d’énergie verte et la demande énergétique entre l’été et l’hiver.

En général, l’été voit une plus grande production d’énergie renouvelable, notamment grâce au solaire, tandis que la consommation d’énergie augmente en hiver, avec des journées plus sombres, surtout pour le chauffage dans le nord de l’Europe.

Comme l’hydrogène est beaucoup plus efficace énergétiquement lorsqu’il est brûlé directement que lorsqu’il est reconverti en électricité, stocker le surplus solaire de l’été sous forme d’hydrogène, puis le brûler en hiver pour le chauffage, aidera à réduire le problème de maintenir une faible demande de gaz naturel en hiver, et à privilégier les renouvelables.

Ainsi, dans l’ensemble, un effet du European Hydrogen Backbone pourrait également être de rendre les projets renouvelables plus rentables, même lorsqu’ils atteignent une part toujours croissante de l’approvisionnement énergétique total, ce qui autrement augmenterait la capacité gaspillée.

Ce que l’Europe doit faire maintenant (permis, financement, intégration)

Les rapports du EHB soulignent la nécessité pour les décideurs européens d’agir rapidement dans la mise en œuvre de ce projet.

Cela s’explique en grande partie par le fait que les 2 à 3 ans de construction d’un projet d’hydrogène sont en réalité inférieurs au processus complexe de 4 ans nécessaire pour finaliser la conception et les autorisations.

Source: EHB

Pour cette raison, le EHB propose quelques actions clés que les pays européens peuvent mettre en œuvre dès que possible :

• En clarifiant les réglementations, favorisant un développement plus rapide des nouvelles installations d’hydrogène et de celles réutilisées.
• Simplifier et raccourcir les procédures de planification et d’autorisation.
• Faciliter l’intégration des infrastructures d’hydrogène, de gaz naturel et d’électricité.
• Débloquer les ressources financières en augmentant la flexibilité des régulateurs régionaux et en recourant à des prêts garantis par l’État.

Conclusion

Le European Hydrogen Backbone est peut‑être le projet européen le plus ambitieux à ce jour en matière de sécurité énergétique et de transition verte.

De façon unique, il vise à intégrer les diverses infrastructures énergétiques des pays européens dans une vision unifiée, plutôt que l’approche fragmentée jusqu’à présent consistant à connecter les initiatives vertes séparées des différents pays.

Ce qui pourrait ralentir le projet par rapport à son objectif déclaré est la difficulté de coordonner un tel projet entre pas moins de 33 pays. Cela peut être particulièrement difficile si certains pays clés ne remplissent pas efficacement leur rôle, la France, l’Allemagne et la Pologne étant les principaux connecteurs entre les cinq corridors d’hydrogène construits à travers l’Europe, et les plus cruciaux en raison de leur importance géographique.

Le financement pourrait également constituer un obstacle, la région européenne connaissant une stagnation économique prolongée et réorientant les budgets nationaux non seulement vers l’indépendance énergétique mais aussi vers les dépenses militaires.

Investir dans un innovateur du Réseau européen d’hydrogène

Engie / NaTran (ENGI.PA)

Autrefois connue sous le nom de GRTgaz, et aujourd’hui rebaptisée NaTran pour illustrer son engagement à aller au‑delà du transport de gaz naturel, l’entreprise fait partie du géant énergétique français Engie, actif dans la production et la distribution d’électricité, le gaz naturel, l’énergie nucléaire, les énergies renouvelables, le chauffage urbain et l’industrie pétrolière, et détient 60,8 % de NaTran.

GRTgaz/NaTran est impliqué dans 3 des 5 corridors du European Hydrogen Backbone (Europe de l’Ouest, mer du Nord, Sud et Europe centrale, à l’exception de la Pologne).

Globalement, NaTran exploite directement 32 500 km de pipelines à haute pression en France ainsi que 14 unités de stockage souterrain et 4 terminaux GNL situés sur le littoral français.

Source: NaTran

Au total, l’entreprise emploie 3 854 personnes et a transporté 588 TWh de gaz en 2024.

Ainsi, NaTran possède une vaste expérience dans la gestion du gaz, et possède également deux filiales hors de France :

• Elengy, le leader européen des services de terminaux GNL,
• NaTran Deutschland, l’opérateur du réseau de transmission MEGAL reliant la République tchèque, l’Allemagne, l’Autriche et la France.

Le cœur de la contribution de NaTran au EHB sera H2Med, le corridor transnational européen de pipelines d’hydrogène reliant le Portugal et l’Espagne à la France. Il pourra transporter environ deux millions de tonnes d’hydrogène vers la France chaque année, soit 10 % des besoins estimés en hydrogène de l’Union européenne.

En plus de l’hydrogène, NaTran promeut également d’autres solutions alternatives de biogaz, incluant la production à partir de déchets, par exemple le biogaz, la pyrogazification, la gazéification hydrothermale et la production d’e-méthane (à partir d’hydrogène renouvelable et de CO₂ recyclé).

Le groupe Engie, autrefois connu sous le nom de GDF Suez, est un géant de l’énergie et l’une des 10 plus grandes entreprises françaises cotées en bourse, classées par chiffre d’affaires. Le groupe résulte de la fusion de GDF (« Gas De France » – Gaz de France) et de Suez SA (actif dans l’approvisionnement et le traitement de l’eau, la gestion des déchets et l’énergie) en 2006, ce qui en faisait à l’époque la deuxième plus grande société de services publics au monde.

Depuis la fusion, Engie a acquis d’autres sociétés de services publics comme International Power (avec des activités dans ) pour former Engie Energy International, la société française d’énergie solaire Solairedirect, la société de stockage de batteries basée à Houston, Broad Reach Power, ainsi que 90 % de Transportadora Associada de Gás (TAG), le plus grand propriétaire du système de transport de gaz naturel du Brésil en 2019.

Source: Engie

Avec l’expansion de NaTran dans l’hydrogène et son rôle clé dans le projet European Hydrogen Backbone, ainsi que les acquisitions de la dernière décennie, Engie est une société de services publics de gaz naturel et d’électricité qui adopte fermement la transition énergétique, et devient non seulement un leader français mais aussi international des formes d’énergie à faible émission de carbone, incluant le biogaz, l’hydrogène et le nucléaire.