Selon une nouvelle étude, les initiatives des distributeurs de gaz et des gouvernements visant à ajouter jusqu'à 20 % d'hydrogène vert aux réseaux de gaz seraient coûteuses, inutiles, techniquement complexes à réaliser et réduiraient les émissions de carbone d'une quantité bien inférieure à celle d'autres utilisations de ce H 2 . par l' Institut Fraunhofer allemand pour l'économie de l'énergie et la technologie des systèmes énergétiques (IEE) .
"La décision de prolonger les subventions de l'UE pour les gazoducs démontre le manque de compréhension sur l'hydrogène" En savoir plusLe groupe de distributeurs de gaz Ready4H2 déclare que la majorité des membres ne seraient pas prêts pour l'hydrogène avant 2040 En savoir plus"Par conséquent, le mélange, même à de faibles pourcentages, constitue une voie sous-optimale pour le déploiement de l'hydrogène et doit être évité", explique le rapport de 50 pages, The Limitations of Hydrogen Blending in the European Gas Grid.
Au lieu de cela, les politiques gouvernementales devraient fournir H 2 aux secteurs "sans regrets" tels que les engrais, l'acier, le transport maritime et l'aviation "éviteraient les risques de blocage, généreraient de plus grandes économies de GES [gaz à effet de serre] pour les investissements réalisés et éviteraient des coûts supplémentaires. sur tous les consommateurs de gaz », dit-il.
L'ajout de 20% d'hydrogène au réseau gazier - comme le font pression de nombreux distributeurs et opérateurs de réseau - augmenterait les coûts de l'industrie de 23,8% en moyenne dans l'UE, et jusqu'à 43,3% au Portugal, où les prix du gaz sont relativement bas, selon l'étude. explique.
Les hausses de prix pour les ménages seraient plus faibles, en raison de volumes d'utilisateurs plus faibles, avec une augmentation moyenne de 11,2 % dans l'UE, passant à 15,9 % au Portugal.
Le rapport, qui a été commandé par la Fondation européenne indépendante pour le climat , souligne également qu'un mélange à 20 % de H 2 - la proportion maximale pouvant être brûlée en toute sécurité dans les chaudières domestiques - ne réduirait les émissions de gaz à effet de serre que de 6 à 7 % en raison de l'hydrogène. pouvoir calorifique inférieur à celui du gaz naturel.
L'article continue sous l'annonceHydrogène : hype, espoir et dures vérités autour de son rôle dans la transition énergétique L'hydrogène sera-t-il la clé de voûte pour débloquer un monde neutre en carbone ? Abonnez-vous à Accelerate Hydrogen, propulsé par Recharge et Upstream, et obtenez les informations sur le marché dont vous avez besoin pour ce marché mondial en évolution rapide. S'inscrire maintenant"Des réductions d'émissions de GES considérablement plus élevées allant jusqu'à 50% peuvent être obtenues grâce à l'application directe d'hydrogène dans le secteur des transports et dans les applications industrielles", indique le rapport, soulignant leur remplacement du charbon, du diesel, du mazout de soute et du carburant d'aviation, tous dont la teneur en carbone est supérieure à celle du gaz naturel.
L'institut – qui reçoit des financements des gouvernements locaux et nationaux, ainsi que de la Commission européenne – explique que l'UE prévoit d'installer 40 GW d'électrolyseurs d'ici 2030, ce qui produirait environ dix millions de tonnes, soit environ 132 TWh, d'hydrogène vert par an. .
"Les décideurs politiques doivent choisir comment déployer de manière rentable les quantités limitées d'hydrogène vert qui seront disponibles à moyen terme", indique le rapport. "Il existe un certain nombre d'options sans regret pour les secteurs où l'hydrogène vert devrait être déployé (comme pour le remplacement de l'hydrogène gris et dans l'industrie ou le transport maritime).
Feu vert donné au premier mélange d'hydrogène du Royaume-Uni dans le réseau public de gaz naturel Lire la suite"Mélanger de l'hydrogène vert dans le réseau sans discernement risque plutôt de "gaspiller" l'hydrogène en le déployant dans des secteurs comme le chauffage où des solutions plus efficaces et rentables telles que l'électrification directe à l'aide de pompes à chaleur sont possibles."
Il poursuit : « L'analyse montre qu'un objectif de mélange de 5 % dans le scénario UE 2030 nécessiterait environ 50 TWh d'hydrogène. Cela représente une part importante de l'hydrogène vert total (132 TWh) qui serait disponible en 2030 dans le cadre de la stratégie [de l'UE] sur l'hydrogène.
« Au vu des quantités limitées d'hydrogène vert qui seront disponibles en 2030, il est important que celui-ci trouve des applications concrètes à fort potentiel de réduction de CO 2 , au lieu d'être "versé comme à l'arrosoir" dans le réseau de gaz naturel. où il offrira une réduction de CO 2 limitée.
L'étude relève également plusieurs défis techniques d'un réseau de gaz contenant 20 % d'hydrogène, y compris des problèmes potentiels avec les canalisations de transport, les compresseurs, les joints en élastomère, les compteurs de gaz, les brûleurs, les sites de stockage et les industries qui ne pourraient pas fonctionner avec un H 2 / mélange de méthane, comme le verre et la céramique (voir panneau).
Fraunhofer montre également un mépris pour l'hydrogène bleu produit à partir de combustibles fossiles avec capture et stockage du carbone.
« Construire une infrastructure pour l'hydrogène bleu prendrait également du temps. De plus, l'hydrogène bleu n'est pas neutre en CO 2 notamment en raison des émissions de méthane associées », explique-t-il, soulignant que le CH 4 est un gaz à effet de serre 86 fois plus puissant que le dioxyde de carbone sur une période de 20 ans. "En dehors de cela, il ne serait disponible qu'en quantités limitées à un stade précoce de développement et ne devrait donc pas être traité comme l'équivalent de l'hydrogène vert.
"Environ 85 à 95 % des émissions de CO 2 peuvent être captées et stockées dans des réservoirs de gaz naturel, ce qui signifie que 5 à 15 % du CO 2 est rejeté dans l'atmosphère."
Et il ajoute : "En raison de la baisse de la demande de méthane, les gazoducs existants devront être déclassés à long terme... par conséquent, les effets de blocage des nouveaux investissements dans les gazoducs doivent également être évalués".
Le rapport conclut en déclarant que le mélange H 2 « représente un effet de blocage car il faudrait financer des mesures d'adaptation à l'échelle de la zone qui ne sont ni nécessaires ni durables à long terme ».
«L'introduction dans un pays d'Europe obligerait également tous les autres pays à prendre des mesures d'ajustement en raison du commerce transfrontalier et de la sécurité d'approvisionnement, ou si cela est techniquement acceptable, le commerce du gaz devrait être restreint.
« Le mélange d'hydrogène n'est pas une option sans regret à l'horizon 2030. Il est sous-optimal car il ne cible pas spécifiquement les utilisations finales pour lesquelles l'hydrogène est généralement reconnu comme nécessaire et impose des coûts supplémentaires pour réduire les émissions de gaz à effet de serre par rapport à l'utilisation directe de l'hydrogène. Par conséquent, l'utilisation de H 2 doit être limitée aux zones où elle est nécessaire et ne peut être remplacée par l'électricité.
Défis techniques du mélangeL'étude Fraunhofer souligne de nombreux problèmes techniques potentiels résultant d'un mélange à 20 % de H2.
Les pipelines de transport seraient en mesure de faire face à des mélanges allant jusqu'à 10 % de H2, explique-t-il, ajoutant que « des tolérances H2 plus élevées peuvent être possibles, mais dépendent des matériaux de pipeline respectifs ».
Les compteurs de gaz résidentiels peuvent avoir des problèmes d'étalonnage, alors que « la durabilité à long terme des joints en élastomère fait l'objet de recherches en cours ».
Les compresseurs à gaz existants pourraient gérer un mélange à 10 % de H2, mais des mélanges plus élevés nécessiteraient l'adaptation de leurs roues et de leurs boîtes de vitesses - des changements qui coûteraient environ la moitié du prix des nouveaux compresseurs.
Il existe également de « grandes incertitudes » quant à savoir si les sites de stockage de gaz naturel existants pourraient supporter 20 % d'hydrogène, en particulier dans les cavernes de type aquifère où les bactéries pourraient créer du sulfure d'hydrogène qui réduirait à la fois la quantité de H2 stockée et pourrait endommager le site. des murs.
Les brûleurs à gaz domestiques peuvent également nécessiter des modifications pour faire face à des mélanges de H2 supérieurs à 10 %.
Le rapport fait également référence à un article de 2019 du ministère allemand des affaires économiques et de l'énergie, qui déclarait : « Même de petites quantités de mélange dans des domaines qui dépendent d'une qualité de gaz constante (par exemple, les applications matérielles en chimie) ou de températures constantes (par exemple, le verre, céramiques) peuvent présenter des risques importants pour la fiabilité du procédé. De plus, comme l'hydrogène a 1/3 du pouvoir calorifique du gaz naturel, il n'est pas adapté à toutes les applications haute température sous forme pure... on peut aussi anticiper des dégradations de l'efficacité énergétique des procédés de production. Par conséquent, l'ajout d'hydrogène n'est pas considéré comme une option prioritaire pour les applications dans le secteur industriel.
L'étude Fraunhofer poursuit en expliquant que certaines industries alimentées par un mélange gaz naturel/H2 auraient besoin d'éliminer l'hydrogène pour utiliser le méthane, faisant ainsi face à des coûts supplémentaires.
Pas plus tard que la semaine dernière, la société de gaz industriels Linde a dévoilé la première usine pilote à grande échelle au monde capable d'extraire l'hydrogène de mélanges de gaz naturel à l'aide d'une membrane.
