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Jun 02, 2023

Rystad Energy s'attend à une forte croissance des pipelines d'hydrogène jusqu'en 2035

Estimations de la société indépendante de recherche et d'intelligence économique Rystad Energy

La société indépendante de recherche et d'intelligence économique Rystad Energy estime qu'il y a environ 91 projets de pipelines d'hydrogène prévus dans le monde, totalisant 30 300 kilomètres et devant être mis en service d'ici 2035 environ.

De nouvelles infrastructures d'hydrogène commencent à se matérialiser alors que le monde cherche à accélérer son chemin vers le zéro net. L'hydrogène a une densité d'énergie gravimétrique élevée et une faible densité d'énergie volumétrique. Cela signifie que parmi les options, les pipelines d'hydrogène seront bien meilleurs que les navires pour déplacer l'hydrogène sur des distances courtes à moyennes, a déclaré Rystad.

Dans les cas où l'hydrogène sera expédié (sous forme d'hydrogène ou de ses dérivés), il sera finalement distribué sur terre à l'aide de conduites d'hydrogène, ce qui fait du transport par conduites un mode de transport critique pour le gaz. Les canalisations d'hydrogène sont déjà utilisées pour alimenter les pôles industriels (dans les usines pétrochimiques par exemple). Au fur et à mesure que l'offre augmente et se déplace des zones d'énergie abondante et renouvelable vers les centres de demande, de longues lignes de transmission seront une nécessité et ces pipelines nécessiteront des diamètres plus grands et une pression plus élevée pour la rentabilité et, par conséquent, des nuances d'acier plus élevées.

À l'échelle mondiale, l'Europe est à l'avant-garde des efforts de production et d'importation d'hydrogène vert et son attention se tourne désormais vers la construction de l'infrastructure nécessaire pour l'acheminer vers les centres de demande. Selon les recherches de Rystad Energy, l'Espagne, la France et l'Allemagne font partie des pays qui se sont engagés ou envisagent des gazoducs transfrontaliers pour faciliter les flux d'énergie, tandis que le Royaume-Uni, avec son vaste réseau de gaz, se trouve dans une position de force pour passer du gaz naturel à l'hydrogène.

L'augmentation constante des projets de pipelines pour l'hydrogène est un signe avant-coureur de l'accélération de la transition énergétique. L'Europe, avec son vaste réseau gazier, est bien placée pour faire le saut. Faire passer l'infrastructure du gaz à l'hydrogène est possible et rentable. Cependant, le plus grand obstacle n'est pas financier, mais les propriétés physiques de l'hydrogène lui-même qui diffèrent considérablement du pétrole et du gaz.

L'hydrogène est un pilier essentiel de la décarbonation de l'UE, comme indiqué dans sa stratégie hydrogène en 2020, et son déploiement a reçu un coup de pouce avec le paquet "Fit for 55". Il joue également un rôle central dans le plan REPowerEU visant à éliminer progressivement les importations russes de combustibles fossiles, qui vise à produire 10 millions de tonnes d'hydrogène renouvelable d'ici 2030 et à importer 10 Mt supplémentaires dans le même laps de temps.

Compte tenu des projets d'hydrogène vert proposés dans l'UE, l'Europe est actuellement à 7,9 Mt d'approvisionnement local avec un démarrage d'ici 2030 (soit seulement 2,1 Mt par rapport à l'objectif), avec un approvisionnement proche s'élevant à 1 Mt dans le reste de l'Europe - principalement au Royaume-Uni et en Norvège - et un autre 1 Mt au Moyen-Orient. De plus, 3,4 Mt de projets proposés se trouvent en Afrique, qui pourrait fournir les plus grandes quantités d'hydrogène à l'Europe, par bateau ou par pipeline.

Pour planifier leur répartition au sein du bloc, l'initiative European Hydrogen Backbone (EHB) - un groupe de 31 gestionnaires de réseau de transport de gaz (TSO) européens - a publié un document de vision pour la future infrastructure de gazoduc hydrogène. Ceci est basé sur une analyse nationale de la disponibilité des infrastructures de gaz naturel existantes, des développements futurs du marché du gaz naturel et des développements futurs du marché de l'hydrogène.

Selon la carte des infrastructures hydrogène 2030 de l'EHB, une longueur totale de ~28 000 km en 2030 et 53 000 km d'ici 2040 est envisagée dans les 28 pays européens concernés. Actuellement, les pipelines dédiés à l'hydrogène qui seront disponibles d'ici 2030 s'élèvent à 23 365 km, soit 83 % de l'objectif 2030. Le déploiement des conduites d'hydrogène en Europe serait progressif et le démarrage du projet de conduites de transmission ou de distribution dépendra de la demande.

La vision d'EHB pour le réseau de canalisations d'hydrogène en Europe en 2040.

France, Espagne et Allemagne. L'Europe prend la tête au niveau mondial avec des pipelines prévus sur et en mer. Le pipeline d'hydrogène sous-marin H2Med Barcelone-Marseille récemment annoncé devrait coûter environ 2,1 milliards de dollars pour un tronçon de 450 km et il a été récemment annoncé qu'il serait également étendu à l'Allemagne.

Quatre gestionnaires de réseau – l'espagnol Enagas, le portugais REN et le couple français GRT et Terega – mènent actuellement des études techniques, des aménagements potentiels de pipelines et des évaluations de coûts. Le premier projet de pipeline d'hydrogène offshore en Allemagne, AquaDuctus, transportera de l'hydrogène vert des installations éoliennes offshore de la mer du Nord vers l'Allemagne. Le pipeline s'étend sur plus de 400 km et, selon l'un de ses partenaires de projet, RWE, serait l'option la plus rentable pour transporter de gros volumes d'énergie sur des distances de plus de 400 kilomètres, par rapport au transport de l'électricité à partir d'un système de transmission à courant continu haute tension (HVDC). Pour cette raison, l'option de transporter l'électricité à terre à l'aide de câbles électriques est exclue.

Grèce. Le gazoduc de Macédoine occidentale est un nouveau gazoduc dont la construction a commencé en Grèce plus tôt cette année. Il a été conçu pour être capable de transporter en toute sécurité 100% d'hydrogène à un stade ultérieur à haute pression à travers des pipelines en acier à haute résistance de grands diamètres. Le gestionnaire de réseau de transport de gaz grec DESFA exploitera ce gazoduc de 163 km, qui fait partie de l'initiative EHB.

La construction de nouvelles canalisations dédiées à l'hydrogène sera complétée par la réaffectation des réseaux de gaz existants. Selon l'EHB, 60% pourraient être réutilisés d'ici 2040, alors que selon les projets de pipeline en cours, cela représente actuellement 40%.

De nouvelles constructions de pipelines seront nécessaires mais pourraient rencontrer une série d'obstacles concernant les mouvements de trafic, la gestion de la construction et la protection de l'environnement, en particulier s'ils s'étendent sur de longues distances et traversent des zones résidentielles. Par exemple, le nouveau pipeline HyNet North West de 125 km de Cadent au Royaume-Uni pourrait entraver le développement du projet. HyNet produira, stockera et distribuera de l'hydrogène, en plus de capturer et de stocker le carbone de l'industrie dans le Nord-Ouest.

Le pipeline, qui pourrait être le premier pipeline 100 % hydrogène à grande échelle au Royaume-Uni, devrait distribuer l'hydrogène produit au Stanlow Manufacturing Complex à plusieurs clients de gaz industriels dans la région. Cependant, le modèle de réglementation des pipelines d'hydrogène dans le pays n'a pas encore été convenu, et le Warrington Council, l'une des autorités locales sur le tracé du pipeline, a affirmé que cela perturberait un lotissement local.

La réaffectation des pipelines offre une alternative intéressante d'un point de vue économique et peut également être accélérée par rapport à la pose de nouveaux pipelines, déclare Rystad. L'Europe dispose d'un vaste réseau de gaz et le réaffecter à l'hydrogène à mesure que le gaz déclinera donnera vie à un système qui, autrement, aurait pu rouiller. Après modifications, les conduites de gaz naturel en acier réutilisées peuvent accueillir 100 % d'hydrogène gazeux. Cependant, lorsque l'hydrogène est mélangé à du gaz, le pourcentage est limité à environ 20 % lorsque son utilisation finale est le chauffage direct ou indirect.

Réaffectation des gazoducs. Des études pertinentes estiment que l'utilisation des réseaux de gaz naturel existants pour le transport de l'hydrogène est quatre fois plus rentable que la construction de nouveaux pipelines. Les différences de charges d'exploitation sont limitées entre un réseau de transport d'hydrogène basé sur des canalisations de gaz naturel réaffectées et un réseau de transport d'hydrogène entièrement constitué de canalisations neuves. Étant donné que le transport est généralement plus lourd en termes de dépenses en capital que de coûts d'exploitation, cela pourrait également être une raison pour laquelle il y a une différence limitée dans le transport de l'hydrogène au lieu du gaz naturel.

La faisabilité de la réaffectation des gazoducs consiste à surmonter les problèmes techniques liés au transport par pipeline, notamment la fragilisation par l'hydrogène de l'acier et de la soudure, la perméation et les fuites d'hydrogène.

La capacité de l'hydrogène à se dissocier sur les surfaces métalliques, à se dissoudre dans le réseau métallique et à modifier la réponse mécanique du métal entraîne une fatigue et une fracture assistées par l'hydrogène, un processus appelé fragilisation par l'hydrogène, qui pose un défi important au gazoduc en acier existant. Les petites molécules d'hydrogène peuvent s'infiltrer dans le matériau, entraînant des fuites. Pour surmonter les défis du transport de l'hydrogène, un revêtement, des manchons et une enveloppe en matériau présentant une résistance adéquate à la fragilisation et à la perméation par l'hydrogène peuvent être utilisés, mais à ce jour, cela n'a pas été testé à l'échelle commerciale dans les pipelines de transport.

Il existe un fort potentiel d'utilisation de tuyaux thermoplastiques renforcés (RTP) dans les conduites de distribution d'hydrogène, car le RTP peut être obtenu dans des longueurs nettement plus longues que l'acier, et le coût d'installation des conduites RTP est environ 20 % moins cher que pour les conduites en acier.

Au Royaume-Uni, 62,5 % du réseau de distribution de gaz existant a été modernisé avec du polyéthylène inséré dans le tuyau en fer, et la plupart de ces réseaux sont envisagés pour une utilisation future de l'hydrogène. En raison de problèmes de sécurité, de grandes parties du réseau de distribution de pipelines en fer seront progressivement modernisées dans le cadre du programme de remplacement des conduites de gaz en fer au Royaume-Uni et on estime que 90 % du réseau de distribution de gaz existant utilisera du polyéthylène d'ici 2032. Cela signifie que par hasard, le Royaume-Uni est bien placé pour accélérer la distribution d'hydrogène par pipelines quand et où cela est nécessaire.

Néanmoins, une étude récente menée par Open Grid Europe en collaboration avec l'université de Stuttgart a conclu que les canalisations en acier existantes installées dans le réseau gazier allemand sont « prêtes pour l'hydrogène » et peuvent déjà transporter jusqu'à 100 % d'hydrogène. Ils se sont avérés "ne présenter aucune différence en termes d'aptitude de base pour le transport de l'hydrogène par rapport au gaz naturel". Cela s'applique à toutes les nuances d'acier utilisées dans les gazoducs en Allemagne et dans certaines autres parties de l'Europe.

Dans le cadre de la recherche, des échantillons des types d'acier utilisés dans les pipelines allemands ont été soumis à des méthodes de mesure exhaustives qui, contrairement aux études précédentes, ont pris en compte des variables supplémentaires telles que l'influence de la pression d'hydrogène.

Cependant, note Rystad, les discussions avec les fabricants de tuyaux ont montré que certains d'entre eux trouvent la conclusion de l'étude optimiste. La fragilisation par l'hydrogène peut affecter les conduites en fonction de leurs propriétés métallurgiques et mécaniques et de l'état actuel de la conduite, après des années de service. En conséquence, Rystad Energy s'attend à une plus grande variabilité en termes d'adéquation des pipelines existants pour transporter l'hydrogène. Même si cette conclusion ne couvre que les tuyaux, et non la compression, les vannes ou d'autres composants, au mieux, les gazoducs peuvent être préparés pour l'hydrogène avec relativement peu d'efforts par rapport à ce que l'on pensait auparavant.

Publiée le 11 avril 2023 dans Contexte de marché, Europe, Hydrogène, Infrastructure | Lien permanent | Commentaires (4)