Hydrogène dans le réseau de gaz et biométhane : mélange, limites et conséquences pour les consommateurs

L’ajout d’hydrogène au réseau de gaz (blending) est envisagé comme un moyen de valoriser les excédents d’énergie renouvelable, mais son effet climatique et technique est limité. L’hydrogène contient par mètre cube environ trois fois moins d’énergie que le méthane (env. 3 kWh/m³ contre env. 10 kWh/m³) ; un mélange contenant 20 % d’hydrogène en volume a donc une densité énergétique inférieure d’environ 14 %, et l’énergie issue de l’hydrogène n’y représente qu’environ 7 %. La réduction des émissions de CO₂ est donc de l’ordre de quelques pour cent, et les conséquences pour les équipements et les mesures peuvent être importantes. Le biométhane est à cet égard plus simple, car ses propriétés sont proches de celles du gaz naturel et il ne nécessite aucune modification des infrastructures.

Calcul pour 20 % de H₂ (en volume)

Hypothèses : gaz du réseau ≈ méthane pur à 9,97 kWh/m³ (pouvoir calorifique inférieur), hydrogène à 3,0 kWh/m³.

• Énergie du mélange : 0,8 × 9,97 + 0,2 × 3,0 = 7,98 + 0,60 = 8,58 kWh/m³ (baisse d’env. 14 %).
• Part de l’énergie issue de l’hydrogène : 0,60/8,58 ≈ 7 %.
• Pour fournir la même énergie, il faut transporter un volume supérieur d’env. 16 % (9,97/8,58 ≈ 1,16).
• Réduction des émissions de CO₂ à la combustion : env. 7 % (en supposant que l’hydrogène n’émet pas de CO₂ à la combustion).

Pour 10 % d’hydrogène en volume, la part de l’énergie est d’env. 3,5 %. Cela indique un faible bénéfice climatique au regard de l’ampleur des changements.

Conséquences techniques

1. Indice de Wobbe et pouvoir calorifique. Les paramètres de combustion changent ; les appareils domestiques et industriels conçus pour le gaz naturel peuvent nécessiter un réglage.
2. Comptage pour la facturation. Les compteurs de gaz et les chromatographes doivent être adaptés à la nouvelle composition ; les écarts de pouvoir calorifique compliquent la facturation.
3. Matériaux. L’hydrogène peut provoquer la fragilisation par l’hydrogène de certains aciers, notamment dans les réseaux à haute pression ; les limites dépendent du matériau, de la pression et de l’âge de l’infrastructure.
4. Stockages de gaz et compresseurs. Les paramètres de fonctionnement changent ; l’hydrogène exige d’autres joints d’étanchéité.
5. Industrie. Certains procédés (par ex. la production de verre, la chimie) sont sensibles à la composition du gaz.
6. Véhicules GNV. Les moteurs et les bouteilles ont des limites quant à la teneur en hydrogène, souvent très basses.

Des recherches et des projets de démonstration dans plusieurs pays (notamment au Royaume-Uni, où l’on a testé des mélanges jusqu’à 20 % de H₂ dans des réseaux isolés) montrent que des parts plus élevées sont possibles localement après préparation des équipements, mais que ces solutions ne peuvent être facilement étendues à l’ensemble des réseaux.

Réglementation

En 2024, l’UE a adopté le paquet relatif au marché des gaz renouvelables, du gaz naturel et de l’hydrogène (notamment la directive (UE) 2024/1788 et le règlement (UE) 2024/1789), qui met de l’ordre dans les règles d’accès au réseau, de planification des infrastructures d’hydrogène et de traitement des gaz renouvelables. Les questions de la part admissible d’hydrogène dans le réseau et des normes de qualité du gaz restent l’objet de travaux de normalisation et d’accords entre opérateurs. En Pologne, les limites et les exigences sont fixées par les opérateurs sur la base des réglementations et des normes ; les valeurs exactes doivent être vérifiées auprès de l’opérateur.

Le biométhane comme alternative

Le biométhane ne modifie pas les propriétés du gaz dans le réseau ; il ne nécessite donc ni transformation ni changement d’équipements, tout en réduisant l’empreinte carbone du gaz. À titre de comparaison : pour obtenir une réduction des émissions de 7 %, il suffit qu’un biométhane à faible empreinte carbone représente 7–8 % de l’énergie dans le réseau, sans aucun changement côté consommation. L’hydrogène a en revanche des applications pour lesquelles le biométhane ne suffit pas (par ex. les procédés chimiques), mais son injection dans l’ensemble du réseau est une solution limitée.

Exemple : coût énergétique du mélange

Un électrolyseur de 5 MW fonctionnant 4 000 h/an produit env. 385 t de H₂ (20 000 MWh/52 kWh/kg), soit env. 4,3 millions de m³ de H₂ (385 000 kg/0,0899 kg/m³). Dans un réseau d’un débit de 100 millions de m³ de gaz par an, l’injection de 4,3 millions de m³ d’hydrogène ne représente qu’env. 4 % du volume et env. 1,3 % de l’énergie. Ce calcul montre que même une grande installation a un faible impact sur la composition de l’ensemble du réseau, mais exige presque les mêmes adaptations en matière de mesure.

Conclusions

1. Le mélange d’hydrogène au gaz dans le réseau est une solution complémentaire, non principale.
2. Il convient d’orienter l’hydrogène vers les usages où il apporte la plus grande valeur.
3. Le biométhane est directement compatible avec l’infrastructure existante.
4. Toute décision d’admettre l’hydrogène dans le réseau exige une analyse des matériaux, des équipements des consommateurs et des mesures.

Qu’en est-il des consommateurs sensibles

Certains consommateurs, par ex. les producteurs de verre ou de céramique, les stations GNV et les sites utilisant le gaz comme matière première, sont particulièrement sensibles à une modification de la composition. Pour eux, la part admissible d’hydrogène est parfois très faible, et une injection locale exigerait des réseaux isolés ou une séparation des flux. C’est pourquoi les idées de mélange d’hydrogène sont généralement complétées par des plans de construction d’une infrastructure d’hydrogène dédiée pour les plus gros consommateurs.

Conclusion

L’hydrogène dans le réseau de gaz est une option technique et économique à l’impact climatique limité, alors que le biométhane apporte un bénéfice comparable sans modification des infrastructures.