Plateforme pour l’eau, le gaz et la chaleur
Article technique
28. août 2020

Hydrogène

Un Multi-talent dans le réseau de gaz suisse

L’hydrogène, source énergétique multifonctionnel et pratiquement sans émissions, se généralise progressivement dans le paysage énergétique européen. Avec ses activités de normalisation à l’échelle internationale (SN EN) et de représentation technique de la branche (Marcogaz), la SSIGE y contribue activement. La décision sur l’ampleur avec laquelle l’hydrogène sera intégré à la stratégie énergétique européenne globale, et donc à celle de la Suisse, sera prise sous peu. Avec le débat sur l’addition d’hydrogène dans le réseau de distribution de gaz, la qualité du gaz se trouve à nouveau au centre des préoccupations, tout comme les modifications à apporter à la réglementation, aux composants du réseau de gaz, à l’exploitation et à l’entretien ainsi qu’au décompte.
Matthias Hafner, Bettina  Bordenet , 

Hydrogène: un vecteur énergétique multifonctionnelle

Par rapport au méthane, l’hydrogène (H2) a l’avantage de pouvoir être produit et utilisé pratiquement sans émissions. De plus, il permet de stocker et de transporter de grandes quantités d’énergie sur une longue période. Si l’on ajoute à cela le fait que l’hydrogène est déjà utilisé dans l’industrie depuis des décennies, il se révèle être un vecteur d'énergie intéressant. Tout comme le biogaz et le méthane neutre pour le climat, l’hydrogène est considéré comme décarboné et renouvelable. Il peut donc contribuer de façon importante à la mise en œuvre de la stratégie énergétique 2050.
L’hydrogène peut être utilisé sur presque tous les marchés qui ont recours au gaz naturel: mobilité, chaleur, industrie, production d’énergie et stockage. Sur le plan technique, l’hydrogène est donc aussi un substitut valable au gaz naturel actuel. L’addition d’hydrogène dans le réseau de gaz et la modification de l’infrastructure gazière actuelle permettraient d’explorer de nouveaux marchés et de nouvelles fonctionnalités (Power-to-X, stockage, etc.). Sa polyvalence exceptionnelle en fait un vecteur et une composante concrète d’un système multi-énergie renouvelable. Par conséquent, l’hydrogène s’impose de plus en plus comme un thème central de la branche gazière suisse.
L’hydrogène est un composant de l’eau et de presque tous les composés organiques. C’est l’élément chimique le plus fréquent et il est donc disponible en quantité quasi illimitée. Cependant, la scission de l’hydrogène de l’eau requiert une certaine quantité d’énergie – de préférence provenant de sources renouvelables. Certes, l’énergie solaire, hydroélectrique, éolienne et géothermique sont disponibles en quantité presque illimitée, mais pas de manière adaptée aux besoins (dans le temps et l’espace). Certains voient le «tout électrique» comme une solution, mais diverses études internationales indépendantes [1, 2] concluent qu’un large mix de technologies et d’infrastructures (systèmes multi-énergie) sera nécessaire à l’avenir. Dans ce contexte, la technologie de conversion de l’électricité en gaz (Power-to-gas) joue un rôle primordial, car elle permet de stocker et de transporter les énergies renouvelables en les convertissant en hydrogène ou en méthane (fig. 1).
Les gaz renouvelables basés sur l’hydrogène et le biométhane pourraient ainsi jouer un rôle prépondérant pour obtenir la flexibilité actuelle et une approche basée sur les besoins. Ces supports d’énergie multifonctionnelles (méthane/hydrogène) peuvent être utilisées aux niveaux les plus variés de distribution (bâtiments, sites, réseaux de distribution et de transport). Les années à venir seront décisives pour le positionnement de l’hydrogène au sein du paysage énergétique européen et suisse. Tout porte à croire que les réseaux de gaz européens joueront un rôle central dans ce positionnement [3]. Les préparations pour le réseau de gaz européen sont déjà très avancées, qu’il s’agisse de l’évaluation de la faisabilité technique, des marchés (applications) ou de la normalisation. Les organisations et comités européens correspondants ont tout mis en route (stratégies en Europe, France, Italie, Autriche et Allemagne). Les projets réalisés et à venir deviennent de plus en plus concrets et le moment de leur mise en œuvre pratique et économique se rapproche [4].
Par conséquent, il reste à clarifier le positionnement de l’industrie gazière suisse par rapport à cette mutation technologique de l’infrastructure gazière qui s’amorce. Conjointement avec ses structures (informations, commissions, formation et réglementation), la SSIGE contribuera à cette mutation et l’accompagnera sur le plan technique.

La qualité du gaz au centre des préoccupations

L’approvisionnement en gaz naturel de la Suisse est stable depuis des décennies, et la qualité du gaz local ne varie donc que très peu (voir G10001, [5]). Dans un avenir proche, un usage accru de gaz renouvelables et de gaz naturel provenant de différentes sources pourrait néanmoins entraîner des fluctuations de la qualité du gaz, plus fréquentes, plus marquées et à plus long terme. Une injection supplémentaire et accrue d’hydrogène provenant de sources européennes plus importantes et décentralisées engendrera un changement de la qualité standard du gaz telle que définie dans la Directive SSIGE G18 «Qualité du gaz» (fig. 2 et 3). Dans ce contexte, des familles de gaz (gaz naturel [actuellement], mélange méthane/hydrogène ou encore uniquement hydrogène) subdivisées selon leurs indicateurs calorifiques (indice de Wobbe, pouvoir calorifique et densité relative) pourraient de nouveau voir le jour.
Comment les exploitants de réseaux de distribution et les utilisateurs peuvent-ils désormais agir et réagir à la transformation en gaz renouvelables? Des solutions de transformation rentables et spécifiques aux sites doivent être développées pour atteindre la neutralité en matière de gaz à effet de serre, en se basant sur différentes proportions de méthane et d’hydrogène renouvelables. Le développement de l’infrastructure gazière dispose ainsi d’une nouvelle opportunité de se diversifier en fonction des réalités locales et des besoins. Conjointement avec ses structures, la SSIGE contribuera à l’élaboration de différentes solutions de transformation sur le plan technique. Les scénarios vont des réseaux distribuant uniquement du gaz naturel (situation actuelle) aux réseaux destinés uniquement à l’hydrogène.
Seront sollicités non seulement les exploitants de réseaux innovants, mais également l’intégralité du réseau existant qui doit être analysé afin d’évaluer sa tolérance aux nouvelles qualités de gaz et leurs répercussions.

Scénarios
À court terme (1 à 2 ans)

Dans une première étape d’un à deux ans, il est prévu d’adapter la réglementation de la SSIGE (Directive G18 pour la qualité du gaz, Directive G13 pour l’injection des gaz renouvelables et le Règlement G209 pour la réception technique, l’homologation et la surveillance d’installations d’injection de gaz renouvelables) pour une qualité du gaz de 10 vol.-% d’hydrogène
(tab. 1). Un grand nombre d’études démontrent qu’il est possible d’injecter jusqu’à 10 vol.-% d’hydrogène dans le réseau de gaz pour des applications dans les bâtiments [7, 8]. De cette manière, il serait possible d’introduire la nouvelle qualité de gaz sans engendrer des frais plus importants. La mobilité au GNC fait actuellement exception: cette dernière présente des restrictions concernant la tolérance à l’hydrogène (2 vol.-%). Néanmoins, des solutions techniques pour protéger les installations et les réservoirs sont déjà disponibles ou sont en cours de
développement.

À moyen terme (3 à 10 ans)

Une seconde étape à moyen terme (3 à 10 ans) consisterait en une augmentation à 20 vol.-% d’hydrogène. Des expérimentations en laboratoire et des analyses théoriques réalisées au cours de divers projets ont déjà montré qu’une exploitation sécurisée avec jusqu’à 20 vol.-% d’hydrogène devrait être possible pour les installations de gaz et de nombreuses applications domestiques. Dans le cadre du projet «H2-20» de l’association allemande DVGW, des tests effectués jusqu’en 2022 dans les réseaux réels visent à démontrer que les résultats obtenus jusqu’ici sont transposables au parc de matériel actuel [8]. Le projet est réalisé avec env. 340 clients et un parc de matériel inchangé. Il a pour objectifs d’établir des évaluations et des analyses de sécurité, de démontrer la faisabilité dans le parc de matériel, de garantir la compatibilité avec les composants du réseau de distribution et d’introduire les résultats dans la réglementation nationale et européenne.
De nouvelles technologies de processus seront utilisées pour la transition (filtres, membranes, catalyseurs et adsorption) avec pour finalité de protéger les structures existantes ou d’accélérer la transformation. Avec l’augmentation de la teneur en hydrogène dans le gaz conventionnel, l’infrastructure gazière pourrait également être un partenaire intéressant pour des applications impliquant uniquement de l’hydrogène (mobilité, industrie, énergie, etc.).

Infrastructures uniquement destinées à l’hydrogène à tous les niveaux de distribution

La perspective du 100 vol.-% hydrogène et la transformation pour y arriver ne devraient pas être écartées d’emblée. Cela vaut par exemple au niveau des technologies d’application (production, utilisation et stockage) pour les bâtiments. Dans ce domaine, il existe déjà de tels fournisseurs de solutions globales avec électrolyseur, accumulateur et pile à combustion.
Parallèlement aux infrastructures ga-zières existantes, les exploitants de réseaux innovants pourraient aussi proposer des solutions isolées avec uniquement de l’hydrogène ou bien alimenter une partie de leur réseau de distribution existant uniquement avec une production d’hydrogène locale et décentralisée.
D’autre part, des esquisses des réseaux nationaux et européens d’hydrogène basées sur l’infrastructure gazière existante sont déjà réalisées par les exploitants de réseaux de conduites à distance [9] en parallèle de l’infrastructure de gaz actuelle. Dans ce domaine également, la SSIGE participera à la recherche de solutions pour garantir la sécurité d’exploitation, d’approvisionnement et d’entretien (fig. 4).

Pour conclure sur le sujet, il convient d’ajouter que la qualité du gaz dans les réseaux en 2050 est encore imprévisible, en dehors du fait que la neutralité en matière de gaz à effet de serre devra être assurée (fig. 5). Afin de garantir la tolérance de l’infrastructure gazière aux différentes qualités de gaz, la SSIGE devra contrôler systématiquement sa réglementation en ce qui concerne les différentes propriétés de combustion de gaz (méthane, mélange méthane/hydrogène et hydrogène) et leur impact sur la planification, la construction et l’exploitation de l’infrastructure gazière (tab. 1).

 

Participation internationale de la SSIGE

Dans le cadre des travaux de l’Association Suisse de Normalisation (SNV), la SSIGE prend part à l’élaboration d’une «demande de normalisation» (Standardisation Request) pour le CEN (European Committee for Standardization) en vue de la normalisation européenne de l’infrastructure gazière concernant

  • le mélange hydrogène/gaz naturel
  • le méthane de synthèse et l’hydrogène
  • l’hydrogène

Les travaux du comité sur les normes correspondantes commenceront au 3e trimestre 2020. Les groupes de travail du CEN/TC 234 «Gas infrastructure» sont déjà en train de vérifier quelles normes européennes (EN) doivent être modifiées. La SSIGE participe aussi activement aux groupes de travail de Marcogaz/(Technical Association of the European Natural Gas Industry).
De plus, des recherches prénormatives sont en cours à l’échelle européenne sur mandat de la Commission européenne, Département de l’énergie concernant les infrastructures gazières et l’hydrogène (CEN Hydrogen/H2NG Initiative). Ces recherches sont coordonnées par le GERG (The European Gas Research Group) et les commissions techniques correspondantes du CEN/TC 234 et CEN/TC 408 «Natural gas and biomethane for use in transport and biomethane for injection in the natural gas grid». À cet effet, huit lots de travail ont été élaborés:

  • Sécurité (capteurs, fuites, étanchéité, etc.)
  • Qualité du gaz
  • Production d’énergie centralisée/décentralisée
  • Industrie
  • Conduites en acier
  • Équipement et matériau
  • Appareils à gaz
  • Installation

Les résultats de ces travaux seront mis à la disposition de la SSIGE. En outre, la SSIGE demeure en contact étroit avec les associations sœurs en Allemagne (DVGW) et en Autriche (ÖVGW) et poursuit un échange bien établi sur leurs activités concernant l’hydrogène.

Infrastructures de gaz tolérantes à l’hydrogène

Sur la base des scénarios de qualité de gaz présentés plus haut, l’exploitant de réseau doit s’efforcer de garantir la pérennité de ses réseaux (fig. 4). Cela exige une connaissance précise de tous les composants (réseau, installation de gaz et application) qui pourraient entrer en contact avec l’hydrogène et de leur tolérance à ce dernier. De plus, la durée normale d’utilisation des réseaux de gaz dans l’optique de 2050 exige d’être particulièrement précautionneux en matière de décisions d’investissement. Étant donné que les composants seront intégrés au réseau de gaz pour 30 à 70 ans et que des tronçons seront renouvelés régulièrement, l’analyse du réseau de gaz actuel est d’une importance prépondérante. Ces documents et connaissances sont indispensables pour planifier le développement futur des réseaux. Lorsque la tolérance actuelle à l’hydrogène des différents composants du réseau sera connue, il sera possible d’avoir directement recours à des composants avec une tolérance optimale à l’hydrogène lors des travaux de remplacement ou de pose de nouvelles conduites. Même si les composants posés sont coûteux, ces travaux présenteraient des avantages économiques car les coûts de matériaux ne représentent qu’une faible part lors de la pose. Plus ces travaux seront entrepris tardivement, plus les coûts augmenteront, car des conduites de fait fonctionnelles devront être remplacées uniquement en raison de leur tolérance à l’hydrogène.

Tolérance à l’hydrogène des composants du réseau de distribution et d’application

La «tolérance à l’hydrogène du réseau de distribution» est actuellement un des thèmes centraux occupant la SSIGE dans le domaine de l’hydrogène. Dans ce cadre, le projet «Analyse de la tolérance H2 des réseaux de distribution et applications» a été lancé au début de l’année 2020 et regroupe 30 exploitants de réseaux de distribution. Ces derniers sont disposés à analyser la tolérance à l’hydrogène d’une partie ou même de l’intégralité de leur réseau.
Le projet se base sur un compendium élaboré par le DBI, un institut de R&D dans le secteur du gaz et de l’énergie du DVGW [10], sur mandat des exploitants allemands de réseaux de distribution. Il contient des informations essentielles sur les matériaux, les fonctionnalités et les composants d’un réseau de gaz et sa tolérance à l’hydrogène. Le compendium sera continuellement enrichi des dernières informations par notre contribution et celle des autres projets participants. Les premiers résultats des analyses en Suisse sont attendus au cours du 4e trimestre 2020. En principe, il est conseillé à tous les exploitants d’infrastructures gazières d’avoir dès maintenant recours à l’alternative la plus moderne en matière de tolérance à l’hydrogène à un prix équivalent à celui d’un composant pour le gaz naturel (composants compatibles avec l’hydrogène) lorsque des investissements de remplacement sont réalisés. Les fabricants de composants devraient également se mettre au diapason et effectuer les vérifications correspondantes pour les produits existants et nouveaux. La SSIGE informera les fabricants ainsi que les fournisseurs à ce sujet en temps utile et les inclura dans le projet. En outre, les étapes ultérieures avec l’organisme de certification seront clarifiées. Le projet ne concerne pas uniquement les réseaux de distribution, mais se rapporte aussi aux installations et applications gazières.
Les connaissances disponibles portant sur l’injection d’hydrogène doivent être traitées et évaluées dans une étude préliminaire portant sur l’augmentation de l’injection d’hydrogène et financée par le Fonds de recherche de l’industrie gazière suisse (FOGA). L’accent est mis en particulier sur l’influence sur le réseau de gaz, les raccordements domestiques et les autres applications gazières (par ex. clients processus, stations de distribution GNC). Les questions relatives à la tolérance à l’hydrogène du réseau de distribution auxquelles aucune réponse n’aura pu être apportée dans cette étude préliminaire doivent être traitées au cours de projets subséquents.
Outre la SSIGE, les participants au projet sont la Haute école technique de Rappers-wil (HSR), le distributeur de gaz de Dietikon, SWR Infra et le Centre de Recherches Énergétiques et Municipales (CREM). Une procédure sera développée pour définir comment l’infrastructure (composants du réseau: saisie de la compatibilité avec l’hydrogène) et les applications (appareils: saisie sur place) peuvent être analysées afin de garantir une exploitation sûre. Par la suite, cette procédure sera mise à la disposition des distributeurs de gaz comme ligne directrice.

Exploitation et sécurité des réseaux

Après avoir clarifié les questions de base relatives à la tolérance des composants et à la transformation d’un réseau, une question reste en suspens: comment exploiter un réseau avec une teneur en hydrogène accrue et/ou fluctuante ou avec uniquement de l’hydrogène? L’exploitation d’un réseau de distribution avec une injection locale d’hydrogène présente certainement de nouveaux défis pour l’exploitant concernant le suivi de la fluctuation des indicateurs du pouvoir calorifique, qui sont déterminants pour la facturation. La question mentionnée plus haut sera donc abordée au cours d’une deuxième étape à partir d’automne 2020.
La connaissance du comportement du gaz en cas d’avarie fait également partie de la sécurité d’exploitation des infrastructures gazières. L’Inspection technique de l’industrie gazière suisse (ITIGS) assistera les utilisateurs et exploitants de réseaux par ses contrôles, audits et vérifications de la sécurité technique pour que les installations (stations de distribution d’hydrogène, électrolyseurs et bâtiments) puissent être exploitées de façon sûre d’après les exigences existantes. Un mélange gaz naturel/hydrogène avec une part d’hydrogène de 10 vol.-% se comporte en principe comme du gaz naturel en ce qui concerne les limites d’explosivité, par exemple. Des modifications doivent cependant être apportées en matière de protection contre les explosions si la part d’hydrogène est plus élevée.

Perspectives de la SSIGE

Le groupe de travail «Hydrogène» de la SSIGE a été formé. Il accompagnera et dirigera une grande partie de ces projets et activités. En se basant sur l’ensemble des connaissances ci-dessus, le groupe de travail formulera des recommandations de modification des Directives correspondantes (G1, G2, G7, G11 et G23) à l’intention des commissions afférentes. Certaines modifications sont déjà en cours.
La SSIGE approfondira davantage le thème de l’hydrogène lors de colloques et de formations qui auront lieu au 3e et 4e semestre 2020. De plus, des cours existants aborderont également le nouveau thème de l’hydrogène et de nouvelles formations seront élaborées. De cette manière, la SSIGE tente de rendre accessibles à ses membres les dernières connaissances sur ce vaste sujet qu’est l’hydrogène.

Bibliographie
[1] Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) (2018): Leitstudie Integrierte Energiewende (Impulse für die Gestaltung des Energiesystems bis 2050)
[2] IEA (International Energy Agency) (2019): The Future of Hydrogen: Report Seizing today’s opportunities prepared by the IEA for the G20, Japan
[3] Europäische Kommission (2019): Der europäische Grüne Deal
[4] Deutsches Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Reallabore. https://www.energieforschung.de
[5] SSIGE (2020): G10001 «Propriétés du gaz naturel distribué en Suisse»
[6] DVGW (2019-2020): «H2-20» DVGW-Forschungsprojekt, Wasserstoff in der Gasinfrastruktur: DVGW/Avacon-Pilotvorhaben mit bis zu 20 Vol.-% Wasserstoff-Einspeisung in Erdgas (G 201902)
[7] ÖVGW, DBI (Deutsches Brennstoff Institut) (2019): Expertise für eine Einspeisung von 10 Vol.-% Wasserstoff ins österreichische Gasnetz (GF52)
[8] DVGW (2013): Abschlussbericht Entwicklung von modularen Konzepten zur Erzeugung, Speicherung und Einspeisung von Wasserstoff und Methan ins Erdgasnetz. DVGW-Projekt G1-07-10
[9] Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. (2020): Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen Karte für visionäres Wasserstoffnetz (H2-Netz) in Deutschland
[10] DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH (2019): Kompendium Wasserstoff in Gasverteilnetzen – Analyse zur Verträglichkeit der Gasverteilnetze mit Wasserstoffanteilen im Gasgemisch in Schritten bis zu 100 Vol.-%

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