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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Hydrogen Backbone

Terme Dorsale hydrogène hydrogène Infrastructure pipeline Industrie Infrastructure énergétique

Hydrogen Backbone (en allemand environ « Wasserstoff-Rückgrat », en français « épine dorsale de l'hydrogène ») désigne un réseau de conduites suprarégional pour l'hydrogène pur. Il doit relier les sites de production, les points d'importation, les stockages et les grands consommateurs. Il ne s'agit pas d'une conduite isolée, mais d'une infrastructure de transport cohérente comprenant des nœuds, des stations de compression, des points d'injection et de soutirage ainsi que des postes de mesure et de transfert. Un tel réseau se compose d'un pipeline d'hydrogène après l'autre, en partie de conduites de gaz naturel réaffectées et en partie de constructions neuves. Le terme ne doit pas être assimilé au réseau d'hydrogène dans son ensemble : le backbone en est le niveau de transport, tout comme les autoroutes ne sont qu'une partie du réseau routier.

Le terme est employé dans deux sens qu'il convient de distinguer. Au sens général, il décrit tout réseau de transport d'hydrogène à longue distance. Comme nom propre, « European Hydrogen Backbone » (EHB) désigne une initiative d'opérateurs européens de réseaux gaziers et de stockage, qui publie depuis 2020 des visions cibles pour un réseau à l'échelle européenne. Ces cartes sont des visions du secteur et non des plans approuvés. Les réseaux sont en revanche planifiés et régulés de manière contraignante dans le cadre de procédures nationales, en Allemagne par exemple via le réseau central d'hydrogène (Wasserstoff-Kernnetz).

Caractéristiques techniques

Un backbone transporte de grandes quantités d'hydrogène sous haute pression sur de longues distances. Sa performance se mesure moins à la longueur des conduites qu'aux capacités de transport. Celles-ci sont le plus souvent exprimées en flux d'énergie, par exemple en gigawatts ou en kWh/h, et complétées par des volumes annuels en térawattheures ou en tonnes. Une conversion approximative aide à situer les ordres de grandeur : un kilogramme d'hydrogène contient environ 33,3 kWh, rapporté au pouvoir calorifique inférieur. S'y ajoutent les niveaux de pression, les règles d'exploitation et la pureté d'hydrogène convenue aux points de transfert. Les piles à combustible, par exemple, réagissent plus sensiblement aux impuretés que de nombreux procédés industriels.

Une conduite de gaz naturel n'est pas automatiquement une conduite d'hydrogène. À volume égal, l'hydrogène a une densité énergétique nettement inférieure à celle du méthane. La petite molécule diffuse plus facilement et peut favoriser la fragilisation de certains aciers. Elle impose en outre d'autres exigences aux joints, aux compresseurs et à la métrologie. La réaffectation est souvent moins chère et plus rapide qu'une construction neuve, mais elle exige des contrôles des matériaux, des adaptations techniques et de nouvelles règles d'exploitation. Une conduite ne peut pas non plus transporter simultanément du gaz naturel et de l'hydrogène pur. Elle ne peut donc être convertie que lorsqu'elle n'est plus nécessaire à l'approvisionnement en gaz naturel.

État d'avancement en Allemagne : le réseau central d'hydrogène

L'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) a approuvé avec modifications, le 22 octobre 2024, le réseau central d'hydrogène demandé par les gestionnaires de réseaux de transport. Il comprend 9 040 kilomètres de conduites, qui doivent entrer progressivement en service d'ici 2032. Environ 60 % d'entre elles sont des conduites de gaz naturel converties. À l'origine, 9 721 kilomètres avaient été demandés dans le projet et 9 668 kilomètres dans la demande finale.

Selon FNB Gas, les coûts d'investissement s'élèvent à 18,9 milliards d'euros. La capacité d'injection est d'environ 101 GW, la capacité de soutirage d'environ 87 GW. Selon la loi allemande sur l'industrie énergétique (Energiewirtschaftsgesetz), certaines mesures peuvent être étalées dans le temps jusqu'en 2037 si elles ne sont nécessaires que plus tard. Le réseau central est examiné et développé tous les deux ans dans le cadre de la planification intégrée du développement du réseau pour le gaz et l'hydrogène. Le plan de développement du réseau constitue ainsi la deuxième étape après le réseau central. Les conduites vers des clients individuels dans le réseau de distribution ne font pas partie du réseau central.

Pour le financement, la Bundesnetzagentur a fixé une redevance de montée en puissance (Hochlaufentgelt) uniforme à l'échelle nationale de 25 euros par kWh/h de capacité réservée et par an. On paie donc pour la capacité réservée, et non pour la quantité d'énergie transportée. Derrière cette redevance se trouve un compte d'amortissement. Il absorbe les déficits initiaux et doit être équilibré d'ici 2055. Ainsi, les quelques premiers utilisateurs n'ont pas à supporter l'intégralité des coûts du réseau. Depuis le 19 mars 2026, les entreprises peuvent réserver de manière ferme des capacités d'injection et de soutirage. Les règles relatives à la commercialisation des capacités et à l'équilibrage sont applicables à partir du 1er janvier 2028.

Selon le bilan intermédiaire des gestionnaires de réseaux de transport d'octobre 2026, 537 kilomètres étaient en service. Environ 900 kilomètres supplémentaires doivent s'y ajouter d'ici fin 2027. Le plus grand tronçon est un tracé converti d'environ 400 kilomètres, de Lubmin, sur la mer Baltique, à Bobbau, en Saxe-Anhalt, qui a été rempli d'hydrogène en décembre 2025. Par rapport à l'objectif de 9 040 kilomètres, la construction n'en est donc qu'à ses débuts.

Niveau européen

L'initiative EHB a présenté en 2022 une vision d'environ 53 000 kilomètres de conduites d'hydrogène dans 28 pays d'ici 2040. Environ 60 % devaient être des conduites de gaz naturel réaffectées. Les investissements estimés se situaient entre 80 et 143 milliards d'euros. Ces chiffres sont des estimations du secteur et non des plans décidés. Le cadre juridique est posé par le paquet de l'UE sur le marché intérieur du gaz et de l'hydrogène de juin 2024, composé de la directive (UE) 2024/1788 et du règlement (UE) 2024/1789. Il règle notamment les gestionnaires de réseaux d'hydrogène, l'accès au réseau, la dissociation (unbundling), la gestion de la qualité, la coopération en matière de réaffectation et un réseau européen des gestionnaires de réseaux d'hydrogène (ENNOH). Les États membres doivent transposer la directive en droit national. En Allemagne, une modification de la loi sur l'industrie énergétique (Energiewirtschaftsgesetz) était en cours à ce sujet en 2026.

Rôle dans le système énergétique

La production et la consommation sont souvent géographiquement très éloignées. Un électrolyseur est de préférence installé là où beaucoup d'électricité renouvelable est disponible. Les importations arrivent dans des ports ou à des points frontaliers, et une cavité saline servant de stockage n'existe que dans des formations géologiques appropriées. Les sites sidérurgiques, chimiques et de raffinage, en revanche, se sont développés historiquement. Le backbone relie ces points. Sans lui, la production et la demande resteraient limitées à des îlots locaux, ou le transport passerait par une logistique plus coûteuse par camion, rail ou bateau.

Pour le système électrique, le backbone apporte avant tout de la flexibilité. Lorsque des électrolyseurs sont reliés à des stockages par un réseau, ils n'ont pas à suivre exactement la consommation à chaque heure. Ils peuvent produire davantage pendant les périodes de forte production éolienne et solaire. Les conduites elles-mêmes ne tamponnent qu'à court terme, par leur contenu en gaz. Pour les décalages saisonniers, des stockages sont nécessaires. Le backbone ne remplace pas un réseau électrique : les électrolyseurs ont besoin de raccordements électriques performants, et de nombreuses applications peuvent être alimentées plus efficacement par électrification directe.

Raccourcis typiques

  • Les kilomètres de conduites ne prouvent pas l'existence d'une demande. Un réseau ne crée que la possibilité du transport. Les entreprises industrielles ne se convertissent que lorsque les quantités, les prix, les autorisations et les débouchés sont assurés. Sans clients ancres, le réseau supporte des coûts fixes élevés pour un taux d'utilisation incertain.

  • L'idée selon laquelle on ne devrait construire que lorsque la demande est assurée est tout aussi réductrice. Producteurs, gestionnaires de réseaux et consommateurs s'attendent mutuellement. C'est pourquoi la régulation, les modèles d'amortissement et la planification du réseau s'attaquent précisément à cette tâche de coordination.

  • Un backbone n'est pas un réseau de remplacement pour l'usage actuel du gaz naturel. Il vise avant tout l'industrie, les centrales électriques et les stockages. Pour le chauffage des locaux dans des bâtiments individuels, les solutions électriques sont le plus souvent plus évidentes.

  • Les terminaux d'importation ne sont pas la même chose qu'un backbone. Qui réceptionne de l'ammoniac ou un autre dérivé d'hydrogène a en outre besoin de conversion, de stockage et d'un raccordement au réseau pour que l'hydrogène parvienne à l'intérieur des terres.

Un Hydrogen Backbone est ainsi la base de transport d'une possible utilisation à grande échelle de l'hydrogène, mais pas encore une preuve de celle-ci. La question de savoir s'il en résultera une infrastructure viable dépend moins de la longueur des conduites planifiées. L'essentiel est de savoir si la production, le stockage, la conversion industrielle, la régulation et le taux d'utilisation effectif se développent de manière coordonnée.

Sources

Edited by eCMS on 12.11.2026 05:10

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