Injecter de l’hydrogène dans le réseau gazier, une fausse bonne idée?

Des tests en vue d'injecter de l’hydrogène vert dans les réseaux de gaz naturel seront menés prochainement au Québec.
Photo: Olivier Zuida Le Devoir Des tests en vue d'injecter de l’hydrogène vert dans les réseaux de gaz naturel seront menés prochainement au Québec.

Injecter de l’hydrogène vert dans les réseaux de gaz naturel, une fausse bonne idée ? Des tests en ce sens sont en marche au Québec. Des analyses scientifiques démontrent toutefois que le chauffage des bâtiments est l’une des utilisations les moins justifiables — un « gaspillage », selon plusieurs spécialistes — de la précieuse molécule.

L’hydrogène vert, produit à partir d’hydroélectricité, fait rêver la classe politique du Québec. À la COP26, à Glasgow, l’automne dernier, son potentiel a suscité un engouement mondial, malgré l’immaturité de la technologie.

Utilisé comme combustible, l’hydrogène permet de faire brûler une flamme ou d’activer un moteur sans émettre de CO2. Cette « ressource » ne crée toutefois aucun kilowattheure supplémentaire, puisqu’il faut de l’électricité pour produire de l’hydrogène à partir d’eau.

En fait, la production d’hydrogène vert entraîne d’inévitables pertes énergétiques. Et c’est pourquoi les spécialistes du domaine, un peu partout dans le monde, s’entendent pour dire que l’hydrogène doit servir prioritairement aux utilisations pour lesquelles une électrification directe est impossible.

« L’hydrogène, c’est un peu comme de l’or », fait valoir Johanne Whitmore, chercheuse principale à la Chaire de gestion du secteur de l’énergie à HEC Montréal. La production d’acier, l’industrie chimique, le transport maritime et même peut-être un jour le transport aérien figurent parmi les secteurs difficiles à décarboner où l’hydrogène pourrait jouer un rôle crucial.

Le chauffage des bâtiments est cependant l’une des utilisations « les moins sensées » de l’hydrogène, énonce Falko Ueckerdt, expert en transition énergétique à l’Institut de recherche de Potsdam sur les effets du changement climatique, en Allemagne. « C’est probablement le service énergétique le plus simple. Utiliser de l’hydrogène — une ressource de grande valeur — pour remplacer du chauffage au gaz naturel est tout simplement inefficace », dit-il en entrevue vidéo. Pendant au moins une décennie, l’hydrogène vert sera très rare sur les marchés, estime le spécialiste.

Au printemps 2021, M. Ueckerdt et ses collègues ont publié dans la prestigieuse revue Nature Climate Change un article analysant les moyens de maximiser l’exploitation des « e-carburants » à base d’hydrogène. Le chauffage résidentiel arrivait en queue de peloton, juste avant les voitures. Le chauffage résidentiel de l’eau figurait aussi au rang des mauvaises idées.

Dans ces secteurs, l’électrification directe sera presque impossible à battre. Notamment parce que lors de l’électrolyse — le procédé permettant de produire de l’hydrogène à partir d’eau —, des pertes de 30 % à 40 % doivent être essuyées, explique M. Ueckerdt.

« Je ne suis pas antihydrogène, mais nous n’avons pas le luxe de le gaspiller, indique également Mme Whitmore. Plein d’études montrent que de mélanger de l’hydrogène à du gaz naturel, c’est l’une des manières les moins efficaces de décarboner. »

Au Québec, les compagnies de distribution gazière Énergir et Gazifère mèneront sous peu des tests afin de vérifier si leur réseau de gaz naturel — où circule du méthane — peut s’accommoder d’un certain pourcentage d’hydrogène.

Dès le mois de mai, Énergir va injecter de l’hydrogène dans son circuit fermé expérimental, à Boucherville. Ce « miniréseau » simulant un quartier résidentiel compte des rues, des maisons et des appareils fonctionnant au gaz, comme des cuisinières. Des concentrations allant jusqu’à 20 % d’hydrogène doivent être testées.

En entrevue, Vincent Regnault, le directeur de l’approvisionnement gazier et du développement des gaz renouvelables chez Énergir, explique toutefois que ces tests ne signifient pas nécessairement que l’entreprise veut injecter de l’hydrogène dans ses tuyaux. Ils lui servent à mieux comprendre « comment le réseau réagit » à ce gaz moins dense en énergie et plus corrosif.

« L’idée première de l’injection d’hydrogène dans le réseau, ça ne sera probablement pas de décarboner le chauffage », admet M. Regnault, qui évoque plutôt l’industrie et le transport lourds. « Je suis d’accord pour dire qu’il faudra qu’on priorise les usages. Parce que l’hydrogène ne sera pas une ressource illimitée au Québec, quoi qu’on en pense », poursuit-il.

Par ailleurs, M. Regnault justifie les tests actuels en avançant que certaines entreprises au Canada ou aux États-Unis finiront par injecter de l’hydrogène dans le réseau nord-américain de gaz naturel auquel Énergir est branché. « Il y a de l’hydrogène qui va nécessairement commencer à se promener dans les réseaux à travers l’Amérique du Nord », prévoit-il.

Dans un mémoire présenté en janvier à la consultation québécoise sur l’hydrogène vert et les bioénergies, Énergir tente de convaincre les autorités du potentiel de ses infrastructures pour distribuer de l’hydrogène — d’abord mélangé avec du gaz naturel, puis, potentiellement, sous forme pure dans certaines sections de son réseau. À long terme, Énergir aimerait voir au Québec la création de « pôles industrialo-portuaires » approvisionnant l’industrie lourde, le transport lourd et le transport maritime en hydrogène vert. Ces pôles pourraient ensuite être reliés par une « colonne vertébrale » d’hydrogène, lit-on dans le mémoire. Le rapport de la consultation a été publié le 16 mars.

Vers une stratégie québécoise

Selon l’ingénieur chimique Paul Martin, cofondateur du groupe scientifique indépendant Hydrogen Science Coalition, l’équipement actuel des distributeurs et des consommateurs de gaz naturel ne peut pas accepter plus de 20 % d’hydrogène. Un tronçon de réseau consacré à 100 % à l’hydrogène demanderait donc des investissements massifs.

De l’avis de M. Martin, l’industrie ne fait rien d’autre que de tenter de justifier sa survie en proposant d’injecter de l’hydrogène dans son réseau. « Ces gens ne sont pas motivés par un désir de décarboner notre économie, mais seulement de rester en affaires. D’après moi, c’est la mauvaise approche », dit celui qui craint une dilapidation de fonds publics dans cette aventure.

Le consultant indépendant estime que les limites physico-chimiques de l’hydrogène devraient reléguer ce vecteur énergétique à des secteurs bien précis, dont ne fait assurément pas partie le chauffage. « Les pertes énergétiques [dans le procédé d’électrolyse] sont trop élevées, dit-il. Et nous ne pourrons pas innover pour nous en sortir : ce sont des caractéristiques propres à l’hydrogène. La faible densité d’énergie par volume, qui fait en sorte que l’hydrogène coûte cher à déplacer et est difficile à stocker, est aussi une caractéristique propre à la molécule. »

Le gouvernement québécois doit dévoiler ce printemps sa stratégie en matière d’hydrogène vert et de bioénergies. En parallèle, il impose aux distributeurs de gaz naturel de livrer 2 % de leurs volumes totaux sous forme de gaz naturel renouvelable (GNR) d’ici 2023. Un projet de loi propose actuellement de modifier la définition des GNR pour y inclure l’hydrogène vert.

Pour produire de l’hydrogène vert, les coûts sont encore « très élevés », remarque M. Regnault, d’Énergir. D’autres types de GNR, comme ceux issus des sites d’enfouissement, par exemple, contribueront vraisemblablement à l’atteinte des quotas fixés par le gouvernement.

En Europe aussi, le lobby gazier s’active pour jouer un rôle dans la filière de l’hydrogène. Toutefois, M. Ueckerdt n’a entendu parler d’aucun gouvernement européen fixant un quota de GNR ou d’hydrogène pour ses distributeurs de gaz naturel. « Ce n’est plus débattu, car il a été établi que c’était une mauvaise idée », dit-il. Le mot d’ordre : « une sortie massive du gaz ».

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