Les nouvelles lignes électriques enterrées de transport sur de grandes distances côtoieront de plus en plus les tuyaux où circule le gaz naturel progressivement combiné au biométhane, auquel on pourra adjoindre de l’hydrogène H2.
Lors de la pointe hivernale, on consomme deux à trois fois plus d’énergie sous forme de gaz que d’électricité. La décarbonation du gaz est donc une priorité forte. Pour ce faire, à côté du biométhane, l’H2 vert, ou au moins à bas carbone, est une option, comme le montrent les ambitieuses stratégies de production allemande, française, néerlandaise...
Gaz et hydrogène
Une partie de ce nouveau vecteur énergétique peut être produite près de grands consommateurs, et le reste emprunter, seul ou associé à du gaz naturel, des infrastructures gazières en place pour son transport et sa distribution plus locale auprès des utilisateurs. Cependant, de par ses particularités, l’H2 soulève quelques questions quant à son acheminement.
- En premier lieu, la petite taille de la molécule d’H2 se traduit par des interactions différentes de celles du gaz naturel avec les matériaux constitutifs des réseaux et des installations existants : acier, polyéthylène, polymères... De nombreux projets de recherche et de développement (R & D) et de démonstration étudient la compatibilité des matériaux avec l’H2 en tenant compte des conditions d’exploitation, notamment de pression et de ses variations.
Ainsi, des canalisations en acier de certaines caractéristiques métallurgiques peuvent parfois être fragilisées par l’H2. Le phénomène dépend aussi des conditions d’exploitation des ouvrages existants initialement destinés au seul gaz naturel. Les stations de compression qui jalonnent le réseau de transport imposent également des contraintes dues à la thermodynamique de l’H2 vis-à-vis des compresseurs centrifuges, mais aussi aux turbines à gaz qui actionnent ces compresseurs. Par exemple, au-delà de 5 à 10 % d’hydrogène, certains brûleurs des turbines doivent être changés, car les caractéristiques de combustion de l’H2 diffèrent beaucoup de celles du gaz naturel.
- En outre, certains petits composants en élastomère, sensibles à l’H2, seront peut-être à remplacer. Cependant, les réseaux de distribution modernes, en polyéthylène haute densité, n’ont pas de problème de compatibilité avec l’H2, et n’ont d’ailleurs pas de compresseurs. Il faut néanmoins s’assurer que les « accessoires » du réseau (vannes, détendeurs, compteurs…) sont compatibles avec l’H2.
- Enfin, les chaudières utilisant le gaz naturel, par exemple, sont certifiées avec des mélanges gaz naturel/H2 jusqu’à une teneur de 23 % en volume pour ce dernier, ce qui facilite l’injection directe dans les réseaux de distribution. Le projet de recherche THyGA, cofinancé par l’Europe, explore systématiquement les limites de ces mélanges utilisables dans les appareils pour les usages résidentiels et tertiaires.
De ces divers éléments, il ressort une vision segmentée.
- Si l’on souhaite minimiser les adaptations, les réseaux de distribution récents pourront absorber à court terme environ 20 % d’H2 en volume, contre 5 % à 10 % seulement pour les réseaux de transport. Il sera donc possible de mélanger directement de l’H2 au gaz naturel dans les réseaux de distribution de gaz. Les réseaux de transport peuvent quant à eux évoluer selon deux trajectoires distinctes. Soit on se contente d’acheminer des mélanges compatibles avec les infrastructures existantes, soit on adapte ces dernières pour des proportions plus élevées en H2 (ce qui les rendrait compatibles pour de l’H2 à 100 %).
Dans le cadre du concept « European Hydrogen Blackbone », cette option est à l’étude pour relier des producteurs à de gros consommateurs à l’échelle européenne.
- À l’échelle des plus petits consommateurs, une solution reconnue de décarbonation au niveau des quartiers consiste à améliorer les réseaux urbains (de chaleur et de froid) en incorporant des sources d’énergie renouvelable décentralisées (électricité renouvelable, gaz vert et hydrogène vert), en récupérant la chaleur fatale (un rejet de chaleur qui aurait été autrement perdu), en augmentant l’auto-consommation et le stockage local d’énergie.
La cinquième génération de réseaux urbains de chauffage et de climatisation (5GDHC) associe de nombreux types de sources et de vecteurs énergétiques.
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Une telle convergence entre vecteurs énergétiques à l’échelle locale est rendue possible par la cinquième génération de réseaux urbains de chauffage et de climatisation (noté 5GDHC pour 5th Generation district heating & cooling). Rappelons les générations successives de réseaux urbains. Les trois premières consistent à distribuer de l’eau très chaude dans des canalisations respectivement en béton, en acier non isolé, puis isolé. La quatrième nération voit circuler de l’eau à température modérée. Enfin, la 5GDHC est celle des réseaux urbains à basse température, à usage réversible (chauffage et climatisation), couplés à de nombreux types de sources (voir la figure ci-dessus).
DES RÉSEAUX DE 5E GÉNÉRATION
Grâce à la synergie entre infrastructures énergétiques, les réseaux 5GDHC favorisent l’apparition des Communautés locales d’énergie (CLE) partageant les investissements et les bénéfices entre les consom’acteurs, c’est-à-dire des consommateurs qui sont aussi producteurs. Les CLE fondées sur la 5GDHC permettent de surmonter les pics saisonniers d’énergie dans les bâtiments et fournissent des modèles économiques basés sur le commerce des vecteurs énergétiques entre les communautés et les marchés d’électricité ou de gaz.
Des outils numériques sont indispensables pour la mise en place de ces nouveaux réseaux, notamment pour la gestion optimisée en temps
réel des systèmes techniques multi-énergie, pour leur optimisation, pour la traçabilité des transactions énergétiques. Ce pourrait par exemple être des technologies type blockchain (une technologie de stockage et de transmission d’informations sans organe de contrôle central).
EAU, GAZ ET HYDROGÈNE À TOUS LES ÉTAGES
À Cappelle-la-Grande, près de Dunkerque, le projet GRHYD a confirmé la viabilité de l’injection d’hydrogène H2 issu de sources renouvelables dans un réseau de distribution de gaz. Le réseau impliqué dans la démonstration a été conçu à l’origine pour distribuer du gaz naturel. Sa capacité à distribuer une part d’H2 en toute sécurité a été confirmée par une première étape d’essais en laboratoire sur certains éléments du réseau de gaz (compteurs, détecteurs…) et sur les usages du gaz.
| Une fois la compatibilité de tous les éléments du réseau avec la présence d’H2 vérifiée, les autorisations administratives (arrêté ministériel du 22 juin 2016) nécessaires pour la mise en œuvre de l’innovation ont été obtenues. La phase de test sur le terrain a fonctionné pendant 22 mois avec une augmentation progressive de la teneur d’H2 dans le gaz par paliers jusqu’à 20 % (en volume). | 
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Le retour d’expérience technique a validé la faisabilité du concept pour un réseau neuf de distribution de gaz, alimentant 103 logements neufs. Le démonstrateur a injecté environ 14 000 mètres cubes d’H2 produit à partir de 112 gigawattheures d’électricité garantie d’origine renouvelable. Ainsi, 150 mégawattheures par an de gaz naturel ont été économisés. De plus, l’empreinte carbone du mélange distribué est réduite : l’injection de 20 % en volume d’H2 vert diminue de 7 % les émissions de gaz à effet de serre, car la densité énergétique volumique de l’H2 est trois fois inférieure à celle du gaz naturel. Le succès du démonstrateur GRHYD ouvre la voie à l’intégration d’énergies renouvelables via l’H2 dans les réseaux de gaz.
Ces quelques exemples le montrent, la transition énergétique requiert une révolution des réseaux de distribution de l’énergie, qu’il s’agisse de l’électricité, des gaz verts comme l’hydrogène ou de la chaleur. Elle passe par de nombreuses innovations, en cours ou à venir… et par la réconciliation de Thomas Edison et de Nikola Tesla !
