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Accroître la sécurité d’approvisionnement : DNV voit un potentiel de 300 TWh/an d’hydrogène
vert pour décarboner les secteurs difficiles à réduire, mais aussi pour renforcer la sécurité de l’approvisionnement énergétique en Europe. L’étude « Specification of a European Offshore Hydrogen Backbone », commandée à DNV par les gestionnaires de systèmes d’infrastructure GASCADE et Fluxys, met en évidence les avantages significatifs d’un backbone hydrogène offshore en mer du Nord et en mer Baltique.
« L’UE s’attend à ce que la demande d’hydrogène neutre pour le climat atteigne 2 000 térawattheures (TWh) d’ici 2050, et DNV voit le potentiel de produire 300 TWh d’hydrogène en utilisant l’électricité des parcs éoliens offshore en mer du Nord d’ici 2050. contribution à la réduction de la dépendance vis-à-vis des importations d’énergie. Cet aspect positif pour l’augmentation de la sécurité d’approvisionnement peut difficilement être suffisamment apprécié après les expériences du passé récent », déclare Ulrich Benterbusch, directeur général de GASCADE .
Compte tenu des coûts de transmission de l’hydrogène inférieurs à ceux de l’électricité et de la possibilité pour les grands pipelines d’agréger la production d’hydrogène offshore à partir de plusieurs parcs éoliens, le rapport estime que la production d’hydrogène offshore est une option intéressante pour la production éolienne offshore, certainement à des distances de plus de 100 km du rivage. . Le potentiel de production d’énergie à partir de l’éolien offshore en mer du Nord et en mer Baltique est immense, et peut-être supérieur à ce que le système électrique seul peut gérer. L’étude de DNV révèle que la production d’hydrogène offshore connectée par pipeline est moins chère que la production d’hydrogène onshore.
« Ce que nous constatons, c’est que les zones situées à plus de 100 km du littoral offrent des coûts de production nivelés inférieurs. À cette distance, il en coûte plus cher par unité d’énergie pour transporter l’électricité que pour transporter l’hydrogène par pipeline », explique Claas Hülsen, directeur régional du développement commercial consultatif pour les systèmes énergétiques chez DNV – l’un des auteurs de l’étude.
En ce qui concerne les infrastructures de transport, l’étude dresse deux portraits différents selon la localisation :
– Pour la mer du Nord, une grande surface et un potentiel de production répondent au critère des 100 km. Pour acheminer l’hydrogène produit en mer vers la terre ferme, une connexion par gazoduc maillé – une dorsale européenne – pourrait judicieusement relier les sites de production au réseau de gazoducs existant à terre.
– La situation est quelque peu différente dans la région de la mer Baltique, où moins de zones remplissent actuellement le critère des 100 km. Cependant, si la Suède et la Finlande décident de produire de l’hydrogène à grande échelle et de le transporter vers les centres de demande du sud de l’Europe, un pipeline combiné aura probablement du sens là-bas également.
La répartition spatiale des sites potentiels de production d’hydrogène offshore montre que les zones maritimes de différents pays sont concernées. « Cela suggère qu’une coordination transnationale sera nécessaire pour développer tout le potentiel de production d’hydrogène identifié », déclare Christoph von dem Bussche, directeur général de GASCADE. Il sera tout aussi important de trouver le juste équilibre entre l’utilisation potentielle du vent pour la production d’électricité et la production potentielle d’hydrogène dans tous les pays.
Pour optimiser davantage cette chaîne d’approvisionnement en hydrogène, l’étude suggère de stocker jusqu’à 30 % de l’hydrogène produit dans des cavernes de sel afin d’augmenter efficacement la flexibilité du système. Pour étayer la discussion politique, l’étude contient également une première estimation des coûts : En mer du Nord, le coût des canalisations et des compresseurs de la dorsale hydrogène offshore est estimé à 10 % du coût total de l’hydrogène produit en mer. Selon les calculs initiaux, un système d’hydrogène coûte pour la mer du Nord de 4,69 à 4,97 €/kg peut être atteint avec un investissement dans l’infrastructure de transport d’hydrogène offshore de 35 à 52 milliards d’euros (y compris le stockage souterrain).
Le projet AquaDuctus fait partie de la dorsale offshore envisagée
L’étude renforce GASCADE et Fluxys dans leur conviction que le projet AquaDuctus est un élément clé pour réaliser une transition verte et atteindre les objectifs de décarbonation du Green Deal européen et du paquet Repower EU.
Ce projet de pipeline offshore à grande échelle, conçu pour acheminer efficacement l’hydrogène produit par les parcs éoliens en mer du Nord vers le réseau hydrogène terrestre allemand, est en effet conçu comme une colonne vertébrale capable de collecter l’hydrogène à partir de plusieurs sites de production tout en offrant la possibilité de relier avec d’autres flux internationaux d’hydrogène via la mer du Nord.
Pascal De Buck, CEO de Fluxys, déclare : « Le gazoduc offshore AquaDuctus, pensé comme une infrastructure régulée en libre accès accessible à tous les futurs exploitants de parcs éoliens à hydrogène, apportera une contribution substantielle à la sécurité d’approvisionnement en diversifiant les sources d’approvisionnement en hydrogène de l’Europe.
Origine : Communiqué DNV
Site internet : https://www.dnv.com/
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