Le réseau gazier du futur répondra à de multiples besoins

Le réseau gazier tel que nous le connaissons aujourd’huin’existera plus en 2050. Non pas parce que son inutilité aurait conduit à sa désaffectation, bien au contraire: il formera toujours l’épine dorsale de l’approvisionnement énergétique du pays, mais sur un autre mode. Sa future structure dépendra de deux avancées sur le terrain des gaz renouvelables.

Premièrement, la production de biométhane ou de gaz synthétique à partir d’électricité renouvelable est en pleine croissance, tant en Suisse qu’à l’étranger, ce qui aura pour effet d’augmenter les injections de gaz renouvelables dans les réseaux de transport et de distribution. Cette croissance est dynamisée par le développement des installations de biogaz classiques, qui fonctionnent soit sur le principe de la digestion anaérobie de la biomasse à l’état liquide, soit sur le principe de la pyrolysede la biomasse à l’état solide. Elle est aussi entraînée par le développement des installations P2G (power-to-gas) qui produisent de l’hydrogène, lequel peut être ensuite méthanisé par combinaison avec du CO₂.

Deuxièmement, la production d’hydrogène vert est elle aussi en pleine croissance. L’hydrogène vert est acheminé jusqu’aux consommateurs en partie via le réseau gazier.

A quelques exceptions près, les applications gaz actuellement en service dans les secteurs industrie et chauffage peuvent aujourd’hui déjà fonctionner sans problème avec un mix méthane-hydrogène, pour autant que le mélange gazeux soit stable et que l’adjonction d’hydrogène ne dépasse pas 30 %. Un taux d’hydrogène plus élevé ou très variable pourrait modifier le pouvoir calorifique du mélange gazeux et générer ainsi des problèmes techniques. La fourniture d’énergie serait aussi plus compliquée à facturer au client en cas de fluctuation du pouvoir calorifique. L’exploitation d’un réseau dédié ne se justifie que si l’hydrogène est disponible en grandes quantités ou qu’une fourniture 100 % hydrogène est requise.

A court terme, le réseau gazier transportera toujours plus d’hydrogène et de gaz renouvelables. La concentration maximale d‘hydrogène qui fait référence en Suisse passera bientôt de 2 à 10 %. L’objectif à moyen terme est de porter cette limite à 30 %. La Suisse emboîte ainsi le pas de l’évolution internationale.

Sur le long terme, on assistera à l’émergence d’un deuxième réseau de transport dédié à l’hydrogène non mélangé. La Suisse sera raccordée à deux réseaux: le réseau gazier classique qui transportera une part croissante de gaz renouvelables ou décarbonisés, et le réseau hydrogène qui transportera et distribuera 100 % d’hydrogène.

Im Juli 2020 haben 11 europäische Gasversorger ihre Vision eines European Hydrogen Backbone präsentiert, die auf der Analyse von 10 europäischen Ländern, darunter auch der Schweiz, basiert. Diese Studie wurde im April 2022 auf 28 Länder ausgeweitet und aktualisiert. Sie kommen zu Schluss, dass die bestehende Gasinfrastruktur in Europa sehr gut geeignet ist, um auf den Transport von Wasserstoff umgestellt zu werden. Bis 2030 soll in einem ersten Schritt ein Wasserstoffnetz von rund 28’000 km Länge entstehen, das zu einem grossen Teil aus existierenden Gasleitungen (60%), ergänzt mit neuen H2-Pipelines (40%) besteht. Dieses Netz verbindet zuerst sogenannte Hydrogen Valleys. So werden Industriecluster, Häfen, Städte und andere Regionen bezeichnet, die bereits Pilotprojekte und kommerzielle Anwendungen im Bereich Wasserstoffproduktion oder -nutzung betreiben und weiter ausbauen. Bis 2040 soll das Wasserstoffnetz bereits 53‘000 km umfassen. Es wird primär grünen Wasserstoff, produziert aus Wind- und Solarstrom innerhalb Europas sowie Importe aus stromreichen Ländern, transportieren. Für die Importe sind fünf Transportkorridore vorgesehen: aus dem Süden je einer über Spanien, Italien und Griechenland bzw. Ukraine und von Norden aus Norwegen sowie aus Finnland und den baltischen Staaten. Daneben wird weiterhin ein reduziertes Methannetz bestehen. Die Transportkosten können tief gehalten werden, da in eine bestehende Infrastruktur investiert wird. Der Strombedarf pro 1000 km Transportdistanz beträgt rund 2 Prozent des Energieinhaltes des so gelieferten Wasserstoffs.

A l’échelon suisse, la mosaïque locale de l’offre et de la demande conduira à une spécialisation des filières. A moyen terme, certains réseaux méthane se spécialiseront dans le transport des mix méthane-hydrogène en différents dosages. Des réseaux hydrogène et des îlots gaziers spécialisés hydrogène ou méthane seront créés en parallèle. Les gaz produits à partir d’électricité excédentaire en été seront stockés dans des réservoirs souterrains, ce qui permettra une fourniture déphasée pendant les périodes de forte consommation hivernale. Les conduites de gaz désaffectées pourront être converties par exemple pour le transport, le stockage et la  fourniture du CO₂ capturé par différentes technologies de séquestration.

Le réseau gazier du futur se développera de manière à répondre efficacement aux multiples besoins locaux et régionaux (chaleur renouvelable, carburants, électricité ou énergie industrielle). Il servira également au transport des gaz renouvelables issus de la production locale en pleine croissance. Cette évolution peut notamment déboucher sur une spécialisation régionale des infrastructures gazières.

Bibliographie:

• Entsog (2019): ENTSOG 2050 Roadmap for gas grids
• SSIGE (2020): L’hydrogène à la SSIGE
• European Hydrogen Backbone (2020): How a dedicated hydrogen infrastructure can be created.
• European Hydrogen Backbone (2022): A European Hydrogen Infrastructure Vision Covering 28 Countries
• European Hydrogen Backbone (2021): Analysing future demand, supply, and transport of hydrogen