Un Multi-talent dans le réseau de gaz suisse

Hydrogène: un vecteur énergétique multifonctionnelle

Par rapport au méthane, l’hydrogène (H₂) a l’avantage de pouvoir être produit et utilisé pratiquement sans émissions. De plus, il permet de stocker et de transporter de grandes quantités d’énergie sur une longue période. Si l’on ajoute à cela le fait que l’hydrogène est déjà utilisé dans l’industrie depuis des décennies, il se révèle être un vecteur d'énergie intéressant. Tout comme le biogaz et le méthane neutre pour le climat, l’hydrogène est considéré comme décarboné et renouvelable. Il peut donc contribuer de façon importante à la mise en œuvre de la stratégie énergétique 2050.
L’hydrogène peut être utilisé sur presque tous les marchés qui ont recours au gaz naturel: mobilité, chaleur, industrie, production d’énergie et stockage. Sur le plan technique, l’hydrogène est donc aussi un substitut valable au gaz naturel actuel. L’addition d’hydrogène dans le réseau de gaz et la modification de l’infrastructure gazière actuelle permettraient d’explorer de nouveaux marchés et de nouvelles fonctionnalités (Power-to-X, stockage, etc.). Sa polyvalence exceptionnelle en fait un vecteur et une composante concrète d’un système multi-énergie renouvelable. Par conséquent, l’hydrogène s’impose de plus en plus comme un thème central de la branche gazière suisse.
L’hydrogène est un composant de l’eau et de presque tous les composés organiques. C’est l’élément chimique le plus fréquent et il est donc disponible en quantité quasi illimitée. Cependant, la scission de l’hydrogène de l’eau requiert une certaine quantité d’énergie – de préférence provenant de sources renouvelables. Certes, l’énergie solaire, hydroélectrique, éolienne et géothermique sont disponibles en quantité presque illimitée, mais pas de manière adaptée aux besoins (dans le temps et l’espace). Certains voient le «tout électrique» comme une solution, mais diverses études internationales indépendantes [1, 2] concluent qu’un large mix de technologies et d’infrastructures (systèmes multi-énergie) sera nécessaire à l’avenir. Dans ce contexte, la technologie de conversion de l’électricité en gaz (Power-to-gas) joue un rôle primordial, car elle permet de stocker et de transporter les énergies renouvelables en les convertissant en hydrogène ou en méthane (fig. 1).
Les gaz renouvelables basés sur l’hydrogène et le biométhane pourraient ainsi jouer un rôle prépondérant pour obtenir la flexibilité actuelle et une approche basée sur les besoins. Ces supports d’énergie multifonctionnelles (méthane/hydrogène) peuvent être utilisées aux niveaux les plus variés de distribution (bâtiments, sites, réseaux de distribution et de transport). Les années à venir seront décisives pour le positionnement de l’hydrogène au sein du paysage énergétique européen et suisse. Tout porte à croire que les réseaux de gaz européens joueront un rôle central dans ce positionnement [3]. Les préparations pour le réseau de gaz européen sont déjà très avancées, qu’il s’agisse de l’évaluation de la faisabilité technique, des marchés (applications) ou de la normalisation. Les organisations et comités européens correspondants ont tout mis en route (stratégies en Europe, France, Italie, Autriche et Allemagne). Les projets réalisés et à venir deviennent de plus en plus concrets et le moment de leur mise en œuvre pratique et économique se rapproche [4].
Par conséquent, il reste à clarifier le positionnement de l’industrie gazière suisse par rapport à cette mutation technologique de l’infrastructure gazière qui s’amorce. Conjointement avec ses structures (informations, commissions, formation et réglementation), la SSIGE contribuera à cette mutation et l’accompagnera sur le plan technique.

La qualité du gaz au centre des préoccupations

L’approvisionnement en gaz naturel de la Suisse est stable depuis des décennies, et la qualité du gaz local ne varie donc que très peu (voir G10001, [5]). Dans un avenir proche, un usage accru de gaz renouvelables et de gaz naturel provenant de différentes sources pourrait néanmoins entraîner des fluctuations de la qualité du gaz, plus fréquentes, plus marquées et à plus long terme. Une injection supplémentaire et accrue d’hydrogène provenant de sources européennes plus importantes et décentralisées engendrera un changement de la qualité standard du gaz telle que définie dans la Directive SSIGE G18 «Qualité du gaz» (fig. 2 et 3). Dans ce contexte, des familles de gaz (gaz naturel [actuellement], mélange méthane/hydrogène ou encore uniquement hydrogène) subdivisées selon leurs indicateurs calorifiques (indice de Wobbe, pouvoir calorifique et densité relative) pourraient de nouveau voir le jour.
Comment les exploitants de réseaux de distribution et les utilisateurs peuvent-ils désormais agir et réagir à la transformation en gaz renouvelables? Des solutions de transformation rentables et spécifiques aux sites doivent être développées pour atteindre la neutralité en matière de gaz à effet de serre, en se basant sur différentes proportions de méthane et d’hydrogène renouvelables. Le développement de l’infrastructure gazière dispose ainsi d’une nouvelle opportunité de se diversifier en fonction des réalités locales et des besoins. Conjointement avec ses structures, la SSIGE contribuera à l’élaboration de différentes solutions de transformation sur le plan technique. Les scénarios vont des réseaux distribuant uniquement du gaz naturel (situation actuelle) aux réseaux destinés uniquement à l’hydrogène.
Seront sollicités non seulement les exploitants de réseaux innovants, mais également l’intégralité du réseau existant qui doit être analysé afin d’évaluer sa tolérance aux nouvelles qualités de gaz et leurs répercussions.

Scénarios

À court terme (1 à 2 ans)

Dans une première étape d’un à deux ans, il est prévu d’adapter la réglementation de la SSIGE (Directive G18 pour la qualité du gaz, Directive G13 pour l’injection des gaz renouvelables et le Règlement G209 pour la réception technique, l’homologation et la surveillance d’installations d’injection de gaz renouvelables) pour une qualité du gaz de 10 vol.-% d’hydrogène
(tab. 1). Un grand nombre d’études démontrent qu’il est possible d’injecter jusqu’à 10 vol.-% d’hydrogène dans le réseau de gaz pour des applications dans les bâtiments [7, 8]. De cette manière, il serait possible d’introduire la nouvelle qualité de gaz sans engendrer des frais plus importants. La mobilité au GNC fait actuellement exception: cette dernière présente des restrictions concernant la tolérance à l’hydrogène (2 vol.-%). Néanmoins, des solutions techniques pour protéger les installations et les réservoirs sont déjà disponibles ou sont en cours de
développement.

À moyen terme (3 à 10 ans)

Une seconde étape à moyen terme (3 à 10 ans) consisterait en une augmentation à 20 vol.-% d’hydrogène. Des expérimentations en laboratoire et des analyses théoriques réalisées au cours de divers projets ont déjà montré qu’une exploitation sécurisée avec jusqu’à 20 vol.-% d’hydrogène devrait être possible pour les installations de gaz et de nombreuses applications domestiques. Dans le cadre du projet «H2-20» de l’association allemande DVGW, des tests effectués jusqu’en 2022 dans les réseaux réels visent à démontrer que les résultats obtenus jusqu’ici sont transposables au parc de matériel actuel [8]. Le projet est réalisé avec env. 340 clients et un parc de matériel inchangé. Il a pour objectifs d’établir des évaluations et des analyses de sécurité, de démontrer la faisabilité dans le parc de matériel, de garantir la compatibilité avec les composants du réseau de distribution et d’introduire les résultats dans la réglementation nationale et européenne.
De nouvelles technologies de processus seront utilisées pour la transition (filtres, membranes, catalyseurs et adsorption) avec pour finalité de protéger les structures existantes ou d’accélérer la transformation. Avec l’augmentation de la teneur en hydrogène dans le gaz conventionnel, l’infrastructure gazière pourrait également être un partenaire intéressant pour des applications impliquant uniquement de l’hydrogène (mobilité, industrie, énergie, etc.).

Infrastructures uniquement destinées à l’hydrogène à tous les niveaux de distribution

La perspective du 100 vol.-% hydrogène et la transformation pour y arriver ne devraient pas être écartées d’emblée. Cela vaut par exemple au niveau des technologies d’application (production, utilisation et stockage) pour les bâtiments. Dans ce domaine, il existe déjà de tels fournisseurs de solutions globales avec électrolyseur, accumulateur et pile à combustion.
Parallèlement aux infrastructures ga-zières existantes, les exploitants de réseaux innovants pourraient aussi proposer des solutions isolées avec uniquement de l’hydrogène ou bien alimenter une partie de leur réseau de distribution existant uniquement avec une production d’hydrogène locale et décentralisée.
D’autre part, des esquisses des réseaux nationaux et européens d’hydrogène basées sur l’infrastructure gazière existante sont déjà réalisées par les exploitants de réseaux de conduites à distance [9] en parallèle de l’infrastructure de gaz actuelle. Dans ce domaine également, la SSIGE participera à la recherche de solutions pour garantir la sécurité d’exploitation, d’approvisionnement et d’entretien (fig. 4).

Pour conclure sur le sujet, il convient d’ajouter que la qualité du gaz dans les réseaux en 2050 est encore imprévisible, en dehors du fait que la neutralité en matière de gaz à effet de serre devra être assurée (fig. 5). Afin de garantir la tolérance de l’infrastructure gazière aux différentes qualités de gaz, la SSIGE devra contrôler systématiquement sa réglementation en ce qui concerne les différentes propriétés de combustion de gaz (méthane, mélange méthane/hydrogène et hydrogène) et leur impact sur la planification, la construction et l’exploitation de l’infrastructure gazière (tab. 1).