Plateforme pour l’eau, le gaz et la chaleur
![Tab. 1 Equations et variables analytiques [1].](/media/1643738/fa-friedl_0011_friedl_tab01.jpg?width=760&height=440&bgcolor=e8e8e8 "Tab. 1 Equations et variables analytiques [1].")
![Fig. 3 Coûts d'adaptation de l'infrastructure gazière pour différentes parts de Hâ‚‚ [2].](/media/1643726/fa-friedl_0003_friedl_fig03.jpg?width=760&height=440&bgcolor=e8e8e8 "Fig. 3 Coûts d'adaptation de l'infrastructure gazière pour différentes parts de Hâ‚‚ [2].")
![Fig. 4 Coûts des conduites des projets d'extension du réseau gazier allemand [3].](/media/1643725/fa-friedl_0002_friedl_fig04.jpg?width=760&height=440&bgcolor=e8e8e8 "Fig. 4 Coûts des conduites des projets d'extension du réseau gazier allemand [3].")
![Fig. 5 Coûts d'investissement dans les stations de compression [3].](/media/1643724/fa-friedl_0001_friedl_fig05.jpg?width=760&height=440&bgcolor=e8e8e8 "Fig. 5 Coûts d'investissement dans les stations de compression [3].")
![Fig. 6 Coûts totaux des stations DRM [3].](/media/1643722/fa-friedl_0000_friedl_fig06.jpg?width=760&height=440&bgcolor=e8e8e8 "Fig. 6 Coûts totaux des stations DRM [3].")
![Fig. 11 Coûts de transport de Hâ‚‚ dans l'étude EHB [4].](/media/1643732/fa-friedl_0009_friedl_fig11.jpg?width=760&height=440&bgcolor=e8e8e8 "Fig. 11 Coûts de transport de Hâ‚‚ dans l'étude EHB [4].")
![Fig. 14 Coût du transport de Hâ‚‚, de la compression et du stockage associé en $/kg [7].](/media/1643730/fa-friedl_0007_friedl_fig14.jpg?width=760&height=440&bgcolor=e8e8e8 "Fig. 14 Coût du transport de Hâ‚‚, de la compression et du stockage associé en $/kg [7].")
Le projet de recherche européen "Hydrogen in Gas Grids" (HIGGS) avait pour objectif d'étudier théoriquement et expérimentalement l'influence des concentrations d'hydrogène (H₂) entre 10 et 100% dans le réseau de transport de gaz et d'élaborer les connaissances nécessaires à cet effet. En Suisse, l'IET Institut für Energietechnik de l'OST a participé au projet avec pour mission de réaliser une analyse technico-économique du réseau de transport de gaz. Cet article résume ces travaux.
L'objectif de la modélisation est d'évaluer l'influence d'une proportion plus élevée de H₂ sur la rentabilité du transport de gaz. Pour ce faire, un modèle numérique est créé afin de décrire le fonctionnement technique et l'impact économique. Le modèle permet d'analyser les différentes adaptations technologiques du réseau (en fonction du Vol.-% H2) ainsi que les stratégies d'exploitation pour un réseau avec injection de H₂.
Le modèle est calculé à l'aide d'un logiciel de simulation de réseau disponible sur le marché (Synergi Gas). Le logiciel est complété par des modèles et des algorithmes d'évaluation propres qui modélisent, résolvent et évaluent les changements de température aux stations de réduction de pression et de mesure ainsi que la séparation de H₂ du méthane (CH4). Pour simplifier, le gaz naturel est modélisé en tant que CH4 pur.
Les conduites de transport de gaz naturel sont modélisées et considérées comme une combinaison de trois composants : les conduites, les compresseurs et les stations de réduction de pression et de mesure (stations DRM). Les équations de ces trois composantes sont présentées dans le tableau 1 et représentent des simplifications plausibles par rapport à la réalité. Par exemple, les différences de hauteur et les courbes sont négligées. Les équations permettent d'effectuer les calculs avec des mélanges de CH₄ et de H₂ même à haute pression, comme c'est le cas dans les conduites de transport. Les gaz ne se comportent alors plus comme des gaz idéaux.
Le premier cas étudié est celui où un flux d'énergie constant (pouvoir calorifique supérieur, HHV) doit être transporté. Les effets de la part de H₂ sur différentes grandeurs de fonctionnement sont illustrés dans la figure 1. Le travail de compression et la vitesse du gaz augmentent régulièrement. La chute de pression augmente également, atteint un maximum à 85 % en volume, pour diminuer à nouveau lorsque la proportion de H₂ est plus élevée. La puissance de préchauffage nécessaire dans une station DRM diminue lorsque la proportion de H2 augmente en raison de l'effet Joule-Thomson inverse de H2. Pour des parts de volume de 45% de H₂, il n'est plus nécessaire de préchauffer (-100%) et pour des parts de volume plus élevées, il faut refroidir au lieu de préchauffer.
Contrairement au cas précédent, la chute de pression est désormais fixée le long du pipeline, de sorte que les conditions pour les consommateurs à l'extrémité du pipeline correspondent à celles définies dans leurs contrats d'approvisionnement. Pour cela, le débit massique doit être adapté en fonction de la modification des propriétés du gaz et le débit d'énergie chimique (pouvoir calorifique supérieur, HHV) diminue en fonction de la proportion de H2 dans le CH4. Les modifications de tous les paramètres sont représentées dans la figure 2. Ce graphique montre également qu'à 45 vol.% de H2, il n'est plus nécessaire de préchauffer et de refroidir lorsque les proportions sont plus élevées.
En ce qui concerne les coûts d'investissement (CAPEX), le remplacement et la mise à niveau des composants de système suivants sont pris en compte :
Selon les connaissances actuelles, seules des adaptations mineures de l'infrastructure sont nécessaires pour atteindre 6 Vol.-% H2 dans les réseaux. Le véritable seuil d'investissement est fixé à environ 10 % en volume. Le seuil pour les investissements plus importants se situe à 20 % en volume. Les variations relatives des CAPEX bruts à chaque dépassement d'un seuil sont représentées à la Figure 3 [2]. La Figure 4 montre les coûts spécifiques des projets allemands d'extension du réseau de gaz naturel en fonction du diamètre des conduites (corrigés des valeurs aberrantes). La valeur moyenne est de 2,07 M€/km.
Pour simplifier, on suppose que les prix de construction et de transformation des stations de compression sont les mêmes que ceux des systèmes H2 purs. Les coûts totaux des stations de compression en fonction de leur capacité sont représentés à la Figure 5.
A des fins de facturation, la qualité du gaz est toujours mesurée au niveau des DRM. Comme les appareils utilisés aujourd'hui ne sont suffisamment précis que jusqu'à environ 10 % en volume de H₂, ils devraient être remplacés en cas d'ajouts plus importants. Les coûts totaux en fonction du débit nominal transmissible d'une station DRM sont indiqués à la figure 6. En outre, il est déjà connu du paragraphe précédent que jusqu'à une teneur en H2 de 40 % en volume, il faudrait moins de puissance de préchauffage et qu'ensuite, il faudrait même passer du préchauffage au refroidissement du gaz.
Pour les coûts d'exploitation (OPEX), le modèle distingue les OPEX variables pour l'électricité et les OPEX fixes selon le tableau 2. Dans le projet HIGGS, des chiffres ont été repris et complétés à partir du European Hydrogen Backbone (EHB) [4].
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| Facteur de coût | Unité | EHB [4] | GASUNIE [5, 6] | James et al. [6] | Modèle HIGGS |
| Prix de l'électricité | €/MWh | 40-90 | 114,2 | 42,7 | 90 |
| Heures pleine charge compresseur | h/an | 5000 | 8760 | 5260 | Calculé par le modèle |
| OPEX fixe | % CAPEX |  0,8–1,7 |  2 |  11,94 |  (2, 3.5, 6) |
| Intérêts | % |  5–7 |  N/A | (8,12, 26.6) |  6 |
| Durée d'amortissement | ans |  15–33/30–55 |  N/A |  33 |  (50, 33, 33) |
Tab. 2 Paramètres pour OPEX (coûts d'exploitation). Explication des matrices de nombres (a, b, c) : a = tuyauteries, b = postes de détente, c = compresseurs
Une analyse technico-économique de parties du gazoduc TENP et du gazoduc MEGAL se croisant à Mittelbrunn a été réalisée comme cas d'exemple. Les deux systèmes de transport disposent de deux pipelines parallèles, sont d'une grande importance pour la sécurité d'approvisionnement en Europe et font partie de l'interconnexion européenne H2. La raison de ce choix est que l'extrait est représentatif du réseau de transport européen et que des données de bonne qualité sont disponibles. Le système de gazoducs TENP-MEGAL considéré et les flux d'énergie moyens des années 2017 à 2019 sont présentés à la figure 7.
On étudie un scénario de transport de H2 dans un réseau de gaz naturel réaménagé, dans lequel aucune technologie n'est utilisée pour séparer le CH₄ et le H₂. On suppose que les flux d'énergie de la Figure 7 sont achetés par les clients finaux. Contrairement au réseau existant, une partie du CH4 est remplacée par du H2 (flux énergétique constant, pouvoir calorifique). Des mélanges de 10, 20, 30, 60 et 100 % en volume de H2 sont étudiés à l'entrée du tronçon de réseau modélisé. Dans ce scénario, le réseau est mis à niveau pour atteindre la concentration maximale de H2 correspondante, la relation entre la proportion de H2 dans le mélange et les coûts de mise à niveau du réseau étant non linéaire et supposée selon la figure 3.
Les résultats montrent que jusqu'à 40 % en volume, il n'y a pas de différence significative dans les coûts de transport. Cependant, ils sont environ deux fois plus élevés que lors du passage à des réseaux uniquement composés de H2, comme le montre la figure 9. Lorsque la part de H₂ augmente, la part d'énergie provenant de H₂ dans le mélange n'augmente pas de manière linéaire, comme le montre la Figure 10. Les coûts annuels de la mise à niveau doivent donc être reportés sur une quantité d'énergie plus faible.
Les quelque 3 € par MWh par 1000 km pour le transport de 100% de H₂ coïncident également à peu près avec le scénario moyen des résultats d'une étude sur l'EHB présentée à la Figure 11, dans laquelle la mise à niveau a été supposée à 75% [4]. Finalement, les 3-6 €/MWh H2/1000 km par rapport aux coûts de production de 25-50 €/MWh supposés pour le H2 vert semblent être une prime proportionnelle [7].
Dans le deuxième scénario, des mélanges de 10, 20 30 Vol.% H₂ avec le même contenu énergétique (pouvoir calorifique) que dans la figure 7. Une technologie de séparation (membranes au palladium) est installée au niveau du réseau de transport et garantit que les concentrations de H₂ dans le réseau de distribution ne dépassent pas 2 % en volume de H2 et 10 % en volume de H₂. Le H₂ séparé est à nouveau comprimé à la pression de la conduite de transport et réinjecté dans celle-ci (d'où l'itinéraire défini dans Figure 12). Cela entraîne une augmentation des CAPEX et des OPEX. Les effets sont étudiés pour l'été et l'hiver.
Les coûts de transport calculés selon Figure 13, en tenant compte des membranes et du H2 admissible au niveau de la distribution, s'élèvent en été à 10,7 à 21,1 €/MWh/1000 km. En hiver, les coûts sont plus élevés et se situent entre 18,1 et 47,3 €/MWh/1000 km.
En raison de la demande énergétique plus élevée en hiver, la quantité de H₂ transportée augmente également. Cela signifie qu'en hiver, il faut séparer davantage de H₂ pour une concentration cible donnée au niveau de la distribution. Cela a pour conséquence que la surface de membrane nécessaire doit être plus grande. Les coûts d'investissement augmentent donc. La surface de membrane nécessaire est en outre également influencée par le degré de séparation : plus la concentration de H₂ dans le mélange est faible, moins le débit nécessaire pour atteindre le degré de séparation est important. Mais cela signifie également que moins de H₂ peut être séparé par temps et par surface. Sur une année, cela signifie que les coûts d'investissement doivent être répartis sur moins de H2, ce qui a à son tour un effet négatif sur les CAPEX ou les augmente.
Les OPEX ont également une part non négligeable dans les coûts de transport. Elles sont dues, d'une part, à l'énergie nécessaire à la séparation elle-même et, d'autre part, à la réinjection de H2 dans le réseau.
Les modes de transport de H2 se distinguent par la forme du H₂ et par les moyens de transport. H₂ peut être transporté sous les formes suivantes :
Selon la distance et la quantité transportée, certaines combinaisons de forme et de moyen de transport sont plus adaptées que d'autres (Fig. 14). En partant de la ligne de 1000 km de la Figure 14, les prix par kilogramme sont obtenus pour les coûts nivelés présentés dans le Tableau 3.
Les résultats du modèle technico-économique sont ici aussi du même ordre de grandeur que [8], du moins en ce qui concerne le transport par pipeline sans technologie de séparation. Le transport de H₂ dans des pipelines est de loin la méthode la plus rentable. La faible densité énergétique volumétrique ne plaide pas en faveur d'un transport à grande échelle par camion. Pour le LH2, c'est certes moins un obstacle, mais le besoin en énergie et l'infrastructure nécessaire à la liquéfaction ont un impact négatif sur les coûts de transport.
En revanche, le choix du moyen de transport optimal en termes de coûts n'est plus aussi évident lorsque la séparation doit se faire au niveau du transport. La comparaison avec les pipelines n'est plus possible, car les membranes ne sont pas prises en compte dans [7]. LH₂ est dans ce cas (aussi bien par camion que par bateau) toujours considéré comme peu judicieux dans le contexte européen en raison du manque de voies maritimes. Il ne resterait donc "que" le transport par camion sous forme de gaz comprimé ou de LOHC. Toutefois, si l'on compare le tableau 3 avec la figure 14, on constate qu'il y a un grand chevauchement dans la fourchette des coûts de transport.
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| Form | Moyen de transport | €/MWh/1000km | Source |
| CGH2 | Pipeline | 2,7–5,8 | HIGGS |
| CGH2 | Pipeline avec séparation | 10,9–47,3 | HIGGS |
| CGH2 | Pipeline | 2,3–4,3 | [8] |
| CGH2 | Pipeline | 2,5–14,5 | [7] |
| CGH2 | Camion | 17–43 | [7] |
| LH2 | Navire | > 15 | [7] |
| LH2/LOHC | Camion | 24–97 | [7] |
Tab. 3 Comparaison des coûts des différentes formes de transport de H2.
Le transport par pipeline en été a tendance à être légèrement moins cher que le transport par camion, mais seulement si les quantités sont raisonnables. Dans les cas calculés, c'est le cas lorsque les pipelines contiennent plus de 20 % en volume de H2. Cependant, si de plus grandes quantités de H2 doivent être transportées, comme c'est le cas en hiver, le camion semble plus approprié en raison du coût élevé des membranes nécessaires.
La question de savoir si le H2 mélangé au gaz naturel (ou CH4) peut être transporté à moindre coût dans un réseau de gaz naturel réaménagé n'a pas de réponse claire. La réponse dépend de ce qui suit :
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[1] Mischner, J. et al. (2015) : Gas2energy.net : Systemplanerische Grundlagen in der Gasversorgung, 2e édition revue et augmentée, DIV, Munich
[2] Trouvé, T. et al. (2019) : Conditions techniques et économiques pour l'injection d'hydrogène dans les réseaux de gaz naturel, GRTgaz ; GRDF ; Terega ; storengy France ; Géométhane ; elengy ; Réseau GDS
[3] Base de données NEP gaz - Développements, [23 août, 2021.631Z], https://www.nep-gas-datenbank.de/app/#!/ausbausassnahmen
[4] Wang, A. et al. (2020) : European Hydrogen Backbone : How a dedicated hydrogen infrastructure can be created, The European Hydrogen Backbone (EHB) initiative
[5] Gasunie, Energinet (2021) : Pre-feasibility Study for a Danish-German Hydrogen Network
[6] James, B. (2021) : Analysis of Advanced H2 Production & ; Delivery Pathways : https://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/review18/pd102_james_2018_p.pdf
[7] Bhavnagri, K. et al. (2020) : Hydrogen Economy Outlook : Key messages, BloombergNEF
[8] Rik van Rossum, JJ. et al. (2021) : Analysing future demand, supply and transport of hydrogen, The European Hydrogen Backbone (EHB) Initiative
Ce projet a été financé par le Clean Hydrogen Partnership (anciennement Fuel Cells and Hydrogen 2 Joint Undertaking) sous le numéro de subvention (Grant Agreement) n° 875091 "HIGGS". Le Joint Undertaking bénéficie du soutien du programme de recherche et d'innovation Horizon 2020 de l'Union européenne, d'Hydrogen Europe et d'Hydrogen Europe Research.
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