GRTgaz et RTE estiment les besoins en infrastructures d’hydrogène et d’électricité

En France, la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau est vouée à se développer. La Stratégie nationale bas carbone publiée en 2020 (SNBC 2) prévoyait un volume de 1 000 kilotonnes par an à l’horizon 2050. De plus, conformément aux ambitions du paquet « Fit for 55 », le Gouvernement envisage une accélération de ces objectifs, avec une production de 600 kt/an dès 2030. Cette stratégie, pour RTE et GRTgaz, soulève des interrogations sur les besoins en infrastructures de transport et de stockage d’hydrogène et d’électricité. Dans une étude parue en juillet dernier, les gestionnaires de réseaux ont donc comparé les coûts et les bénéfices de leurs développements en modélisant différentes configurations. Pour ce faire, ils ont considéré que la France ne serait pas structurellement importatrice ou exportatrice de molécules d’hydrogène et que son seul mode de production serait l'électrolyse de l’eau.

Stocker pour flexibiliser

Selon les gestionnaires, les avantages économiques engendrés par le déploiement de canalisations et de capacités de stockage d’hydrogène sont plus élevés que les investissements nécessaires à leur création. En effet, connecter les bassins de production et de consommation de la molécule avec du stockage permet aux électrolyseurs de moduler leurs besoins en électricité dans le temps, en fonction de la disponibilité des énergies renouvelables notamment. On parle ainsi de système « flexible ».

Avec une « configuration de référence », le mix électrique national peut atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Celle-ci exclut tout transit d’hydrogène par l’Hexagone, et allie des productions nucléaire, d’énergies renouvelables et d’hydrogène « basse » (35 TWh_PCI) et « flexible ». Cette trajectoire engendrerait environ 1,5 milliard d’euros de profits par an d’ici 2050. Pour ce faire, les gestionnaires préconisent d’utiliser des cavités salines. Elles permettent de stocker des volumes importants d'hydrogène et apparaissent comme la solution la plus mature et économique. Dans le cas d’une demande « basse » de ce gaz, les sites existants et à qualifier suffiraient amplement. En revanche, si elle est élevée (120 TWh_PCI), il faudrait trouver des capacités supplémentaires.

Situer les électrolyseurs

Par ailleurs, les gestionnaires se sont questionnés sur l’emplacement idéal des électrolyseurs. En effet, les situer à proximité des zones de production d’électricité limiterait les dépenses destinées à renforcer le réseau électrique. Toutefois, selon leurs calculs, ces coûts évités seraient en grande partie compensés par d’autres liés au transport d’hydrogène. Cette idée revêt donc un intérêt économique « assez limité ». Aussi, une telle optimisation n’apparaît possible qu’après 2035 : à court terme, des renforcements structurants du réseau électrique sont nécessaires et déjà engagés pour accompagner la décarbonation des zones industrielles (Dunkerque, Fos, Le Havre). En revanche, elle peut être envisagée à long terme et au cas par cas, notamment sur des terrains contraints (aires naturelles protégées, territoires urbains denses, etc.).