Vers un cluster de l’hydrogène dans la région de Liverpool-Manchester

21/10/2017
Publication REE REE 2017-4
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2017-4:20599
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Vers un cluster de l’hydrogène  dans la région de Liverpool-Manchester

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            <title>Vers un cluster de l’hydrogène  dans la région de Liverpool-Manchester</title></titles>
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22 ZREE N°4/2017 L’avenir de l’hydrogène sur la scène énergétique est un sujet fortement débattu qui donne lieu à controverse. Un projet est apparu cet été qui mérite l’attention car il associe les techniques de production et d’utilisation de l’hydrogène à celles du CCUS (captage, utilisation et stockage du CO2 )1 . Ce projet a été proposé par Cadent qui est le plus grand distributeur de gaz britannique, connu jusqu’au 1er mai 2017 sous le nom de National Grid Gas Distribution Ltd, qui gère quatre réseaux de distribution dont celui de la région de Li- verpool/Manchester. Le projet consiste à construire en bordure de mer, à Ince Marshes dans la baie de Liverpool, trois unités de reformage du méthane (SMR) alimentées à partir du gaz naturel prélevé sur le réseau national de transport du gaz (NTS). Chaque unité aurait une capacité de production en hydrogène de 260 MW. A ce stade, le projet ne présente aucune originalité, la tech- 1 https://cadentgas.com/getattachment/About-us/Innovation/Projects/ Liverpool-Manchester-Hydrogen-Cluster/Promo-LMHC-downloads/ Summary-report.pdf nique du reformage du méthane est classique et est utilisée en France dans les régions du Havre et de Dunkerque. Son inconvénient majeur est de générer du CO2 et la tendance actuelle est plutôt de chercher à migrer vers des technologies d’électrolyse. Un projet en ce sens a été proposé par H2V Pro- duct, le 6 juin 2017, visant à construire une usine de produc- tion d’hydrogène « vert » par électrolyse de l’eau dans la zone pétrochimique de Port-Jérôme entre Rouen et Le Havre. L’intérêt du projet de Cadent est à rechercher dans d’autres directions. Le premier point consiste à capter le CO2 émis par les uni- tés de reformage et à le transporter, par un gazoduc existant long de 25 km, utilisé à contre-courant, vers le champ gazier de Hamilton arrivé en fin de vie et à le réinjecter dans le réservoir géologique naturel. Il est estimé que la capacité de stockage de CO2 d’Hamilton est de 130 Mt ce qui est large- ment suffisant pour les besoins du projet (figure 1). Le deuxième point consiste à organiser la distribution de l’hydrogène dans la région de Manchester-Liverpool en Figure 1 : Le complexe de champ gazier et pétrolier de la baie de Liverpool – Source : BHP Billiton Petroleum Operational and Financial Review 2006. ACTUALITÉS Vers un cluster de l’hydrogène dans la région de Liverpool-Manchester REE N°4/2017 Z 23 combinant les possibilités de débouché offertes par diffé- rents marchés : s LINJECTIONDHYDROGÒNEDANSUNEPROPORTIONÌDÏTERMINER mais de l’ordre de 10 %, dans le réseau de distribution de gaz naturel satisfaisant les besoins domestiques et les be- SOINSINDUSTRIELSDELARÏGION s LA LIVRAISON DHYDROGÒNE PAR DEUX GAZODUCS DHYDROGÒNE nouveaux à créer, vers les industries locales actuellement consommatrices d’hydrogène, ainsi que vers les industries qui pourraient utiliser un mélange H2 /gaz naturel dans des CHAUDIÒRES OU BRßLEURS ,A PROPORTION MAXIMALE DHYDRO- gène pouvant ainsi être injecté fera l’objet d’études parti- culières mais il est rappelé que, jusque dans les années 70, le gaz de ville utilisé à l’époque contenait jusqu’à 50 % DHYDROGÒNE s LOUVERTUREDESTATIONSDEDISTRIBUTIONDHYDROGÒNEPOURLES TRANSPORTS s LEXPORTATION DHYDROGÒNE VERS DES CONSOMMATEURS EXTÏ- rieurs à la zone. L’un des problèmes auquel le projet doit faire face est ce- lui de la saisonnalité de la demande du secteur domestique (figure 2). Dans un premier temps, l’idée est de s’adapter à la demande en faisant varier le pourcentage d’hydrogène mélangé au gaz naturel afin de maintenir une production DHYDROGÒNECONSTANTE$AUTRESMOYENSDEmEXIBILITÏSERONT envisagés ultérieurement. Ce projet, assez ambitieux et innovant, pourrait permettre le développement d’un véritable écosystème de l’hydrogène dans une région d’ampleur très significative. Il pourrait per- mettre de réinjecter chaque année 1,5 Mt de CO2 L’investissement est estimé aux environs de 60 M£ pour lesquels un concours public est sollicité. Il est estimé que le COßTDABATTEMENTDU#/2 se situerait entre 90 et 104 £ par tonne de CO2 évitée. A titre de comparaison, l’étude donne les chiffres suivants pour d’autres moyens de réduction des émissions : s .UCLÏAIREaT s %OLIENOFFSHOREaT s 0OMPESÌCHALEURÌAIRaTSURLABASEDUNCONTENU carbone du kWh de 215 g de CO2 /kWh et d’un coefficient de performance de 2,51). Q JPH Figure 2 : Demande horaire moyenne en hydrogène selon le mois de l’année – Source : Cadent. ACTUALITÉS