Réseau hydrogène : le projet RHYn expliqué par GRTgaz

Le projet RHYn, c’est un maillage de 100 km pour transporter l’hydrogène sur le territoire alsacien, et des interconnexions envisagées avec l’Allemagne et la Suisse. Aux commandes : GRTgaz qui prévoit la résolution de la première phase à horizon 2028. Ce programme a fait l’objet d’un webinaire organisé mardi 30 août 2022 par DinamHySe.

Du gaz naturel à l’hydrogène

Avec un réseau qui compte 32 500 km de canalisations, GRTgaz transporte annuellement 646 TWh de gaz dans l’Hexagone. Sa forte présence européenne s’appuie sur un personnel d’environ 3 000 collaborateurs qui répondent aux besoins de 742 clients industriels auxquels il faut ajouter 19 distributeurs connectés.

Reconnue comme un opérateur « d’intérêt vital », l’entreprise se conforme à un modèle économique contrôlé par la CRE (Commission de régulation de l’énergie). Avec les nouveaux besoins de développer les énergies décarbonées et produites en France, GRTgaz se positionne désormais aussi sur l’hydrogène, après avoir longtemps eu pour principale occupation tout ce qui peut tourner autour du transport du gaz naturel. C’est pourquoi, en raison de son expertise et de son savoir-faire, le groupe se retrouve aujourd’hui au cœur de vastes projets qui contribuent à développer l’usage de la molécule H2 dans l’industrie et pour la mobilité.

 53 000 km de canalisations hydrogène pour 2024

Dans le cadre de la dorsale européenne de l’hydrogène, le réseau de transport dédié devrait comprendre sur le vaste territoire 28 000 puis 53 000 km de canalisations respectivement en 2030 et 2040. Selon Jana Kavicka, Business Développeur Hydrogène pour GRTgaz : En France et dans 8 ans, « les consommations d’hydrogène seront encore majoritairement locales et concentrées dans des zones industrielles telles celles de Dunkerque, Le Havre, Paris, Lyon, Marseille et Lacq ». Elle s’attend à un développement des maillages locaux à hauteur de 1 000 km dans ces premiers clusters industriels.

« La vision que nous avons des réseaux à déployer ne constitue pas un engagement commercial de GRTgaz », a-t-elle souligné. En 2040, selon un scénario mis en avant par France Hydrogène avec le cabinet de conseil en stratégie McKinsey, la demande française serait de l’ordre de 110 TWh à l’année. « Si le maillage semble moins dense en France, notamment par rapport aux Pays-Bas, c’est en raison de la stratégie nationale qui veut favoriser dans un premier temps la construction des électrolyseurs au pieds des usines demandeuses en hydrogène, et développer un vaste réseau ensuite », a opposé la représentante de l’opérateur.

 Pour les besoins grandissants en approvisionnement de l’hydrogène, GRTgaz endosse à nouveau le rôle « d’un transporteur indépendant qui fournira une structure ouverte », a souligné Jana Kavicka. Et ce, dans un marché organisé qui repose sur 3 grands principes : des prix compétitifs et l’optimisation des actifs ; la sécurité de l’approvisionnement ; l’équilibrage et l’accès aux capacités de stockage. « GRTgaz ne stocke pas, mais assure l’interconnexion avec les sites de stockage », a précisé la conférencière.

« Au moins la moitié du réseau serait constitué par la conversion de canalisations déjà existantes. Pour répondre à des besoins précis qui ne sont plus d’actualité, des tronçons pour la distribution du gaz naturel ont été doublés. Dans ce cas, on récupérerait pour l’hydrogène une des canalisations sur les 2 », a-t-elle exposé. Avec un revêtement à l’intérieur ou à l’extérieur pour bien garantir l’étanchéité ? « Après différents contrôles visant à éliminer les fuites, notamment au niveau des soudures, un revêtement pourrait éventuellement recouvrir les canalisations. C’est juste une piste aujourd’hui, mais rien n’est arrêté à ce jour », a répondu la conférencière.

Un réseau distinct

Région Grand Est, GRTgaz est impliqué dans les programmes transfrontaliers mosaHYc (Moselle Sarre HYdrogène Conversion) et RHYn (Rhine HYdrogen Network). Les 2 réseaux pourraient un jour être connectés ensemble. Mais c’est pour le maillage alsacien que, représentant la filière H2 sur le territoire, DinamHySe a organisé ce mardi 30 août un webinaire de présentation. Il s’agit de relier de façon sûre et efficace la consommation avec la production d’hydrogène bas carbone. Une interconnexion possible avec le réseau de gaz naturel, par exemple en cas de surpression ? « Non, car ce sont 2 réseaux fermés distincts. En outre ce ne serait pas viable pour certains clients qui ne peuvent pas travailler avec un taux important d’hydrogène dans le gaz naturel. C’est d’ailleurs pour cela que nous respections aujourd’hui une limite à 6 % », a informé Jana Kavicka.

Quid de la pureté de l’hydrogène acheminé ? « Notre cible est de 98 %. Nous ne voulons pas nous engager sur des niveaux que nous ne pourrions pas tenir. Si ce taux est insuffisant, par exemple pour la mobilité, alors il faudra installer un filtre en sortie, pour, et avec, les clients concernés. Cette solution sera moins coûteuse que de devoir maintenir dans tout le réseau une pureté à 99,999999 % », a-t-elle expliqué.

 30 bars

« Dans le réseau, l’hydrogène devrait circuler à une pression de 30 bars qui est celle de production. Nous avions commencé nos essais avec des valeurs plus basses et avons ensuite observé ce qui se passait au niveau de l’étanchéité. Nous avons progressivement augmenté la pression. En raison de l’interconnexion, il est possible qu’elle soit portée à 50 bars sur certains tronçons », a chiffré Jana Kavicka. Le diamètre des canalisations sera généralement de 400 mm, avec des tronçons probables à 250 mm au niveau des interconnexions.

L’hydrogène sera-t-il, comme le gaz naturel, odorisé pour détecter d’éventuelles fuites ? « Ce n’est pas tranché. Sans doute que non. Ca se fait effectivement pour la gaz naturel en France, mais pas en Allemagne », a comparé la représentante de GRTgaz. « La surveillance pourrait être effectuée par drone, pistonnage des canalisations, et au moyen d’inspections régulières. Nous verrons cela par la suite. Ces décisions ne se prennent pas lors de l’étude de faisabilité où nous en sommes aujourd’hui », a-t-elle complété.

 Les besoins

Assis sur la Suisse, l’Allemagne et la France, le Rhin supérieur accumule des besoins en hydrogène pour les secteurs de la chimie, de l’agro-alimentaire, de la fabrication du verre, et des transports. « Ils sont déjà actuellement de 60 000 tonnes par an sur ce territoire […] On y trouve un écosystème relativement complet avec un grand potentiel de développement », a rapporté Jana Kavicka.

Si l’on s’attarde à la seule mobilité, il compte 3 aéroports et 5 ports sur le fleuve. En outre le territoire de la ville de Mulhouse est traversé quotidiennement par 13 000 poids lourds. Afin de préparer un report du gazole vers l’hydrogène, l’ouverture de 4 stations d’avitaillement dédiées est déjà prévue dans le Haut-Rhin. Face à ces besoins, des projets émergent pour la production de ce gaz. D’où le programme RHYn qui permettra d’approvisionner tous les demandeurs installés sur le territoire. Dans son intégralité, le réseau sera composé de 100 km de canalisations dont 60 km convertis. A raison de 160 000 m3 acheminés à l’heure, ce maillage affichera une capacité de 125 000 tonnes par an, soit l’équivalent d’environ 900 MW d’électrolyse.

 3 phases

Le réseau hydrogène RHYn se développera en 3 phases. Le programme en est à l’étude de faisabilité concernant la première, dédiée au tronçon entre Fessenheim et Ottmarsheim.

« Le projet devrait revitaliser la zone de Fessenheim touchée par la fermeture de la centrale nucléaire. En outre, du fait de la présence de cette dernière, la dimension du réseau électrique se prête bien à la fourniture d’électricité aux électrolyseurs qui seront installés dans les environs », a commenté Jana Kavicka.

« Une extension vers Strasbourg est-elle prévue ? », s’est-on inquiété dans l’assistance. « Tout dépendra des besoins des clients. Nous sommes aujourd’hui en pleine prospection et étudions les demandes des industriels et pour la mobilité », a répondu la représentante de GRTgaz. « En ce qui concerne les interconnexions, le land du Bade-Wurtemberg est intéressé. La Suisse, quant à elle, sait déjà qu’elle ne pourra pas produire sur son territoire tout l’hydrogène dont elle aura besoin. Des discussions sont en cours avec des transporteurs et distributeurs dans ces 2 pays, mais il est encore trop tôt pour en parler  », a assuré la conférencière.

« Plus il y aura de clients, plus les coûts seront réduits »

Avec l’idée d’exploiter le futur réseau plus de 25 ans, à partir de 2028 et de l’ouverture du tronçon Fessenheim-Ottmarsheim, une feuille de route relativement souple est suivie par GRTgaz. Elle a démarré en 2021 par une concertation avec tous les acteurs du bassin potentiellement concernés. Il s’agissait déjà d’établir une première liste avec ceux intéressés par un raccordement, en localisant les sites, en identifiant les volumes à transporter d’un point d’injection à un point de sortie et avec quelle flexibilité, puis les contraintes de pression, la qualité du gaz, etc.

Cette étude d’opportunité a permis à l’opérateur d’effectuer une proposition non engageante en détaillant : les caractéristiques du réseau (tracé, capacité de transport, conversion de canalisations, équipements techniques, etc.) ; la qualité de l’hydrogène transporté ; le calendrier de déploiement ; les coûts et tarifs ; les termes des contrats (durée de l’engagement, principes de tarification). Ce qui amène à l’actuelle phase d’étude de faisabilité, nécessaire pour formuler cette fois-ci une proposition engageante qui ajoutera un plan de financement et qui sera conditionnée par un nombre minimum d’acteurs intéressés, l’obtention de subventions, etc. Sans grosse rigidité, le planning affiche un début des travaux de construction en 2026, pour une durée de 1 à 2 ans.

 « Plus il y aura de clients, plus les coûts seront réduits », a insisté Jana Kavicka. Il est toujours possible aujourd’hui de se faire connaître de GRTgaz pour venir grossir la liste des futurs acteurs connectés au réseau d’hydrogène RHYn. « La prise d’engagements d’un certain nombre d’acteurs est indispensable pour déclencher la décision d’investissement et construire une nouvelle infrastructure », a-t-il été rappelé lors de la présentation.

Cet élan permet aussi d’identifier des synergies potentielles et de planifier les travaux dans un délai fixé. Si les grandes dates consignées dans la feuille de route peuvent encore être modulées, la conférencière a chiffré au mieux à 5 ans la période qui court entre l’étude de faisabilité et la construction du réseau. Les points d’injection ont d’ores et déjà été identifiés, de façon à assurer l’équilibrage du réseau avec les acteurs consommateurs. « Quelques clients peuvent avoir des besoins de consommation, mais aussi ponctuellement des besoins d’injection », a fait savoir la conférencière.

Stockage, production et chiffres

Il est question de stocker l’hydrogène dans des cavités salines. « Le stockage dépend directement des différents projets mais aussi de la qualité du terrain. Nous sommes à ce sujet en relation avec Storengy et d’autres opérateurs », a ajouté Jana Kavicka. « Là encore le stockage doit se faire en recherchant l’équilibre du réseau gazier. Il y aura sans doute des développements à faire en ce sens pour le programme RHYn », a-t-elle prévenu. « Dans un premier temps, il n’y aura pas trop de contraintes sur le mode de production de l’hydrogène. C’est un réseau ouvert. Il suffira que le gaz réponde aux spécifications requises. Il sera de plus en plus vert ensuite », a-t-elle projeté.

Et concernant le volume d’investissement et le tarif du transport ? La conférencière n’a pas souhaité donner des chiffres précis qui n’ont pas encore été annoncés. Elle a toutefois communiqué des ordres de grandeur : « plusieurs dizaines de millions d’euros » pour l’enveloppe nécessaire afin de mener à bien le projet, et « un coût moyen de transport compris entre 0,10 et 0,20 euro du kilogramme d’hydrogène pour 1 000 km ».

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