« Oui, mes amis, je crois que l’eau sera un jour employée comme combustible, que l’hydrogène et l’oxygène, qui la constituent, utilisés isolément ou simultanément, fourniront une source de chaleur et de lumière inépuisables et d’une intensité que la houille ne saurait avoir », écrit Jules Verne dans son roman L'Île mystérieuse en 1874. Une phrase prémonitoire puisque 150 ans après, la Nasa utilisera l'hydrogène liquide comme carburant de ses fusées…

Aujourd’hui, ce vecteur énergétique ouvre des perspectives prometteuses en complément de l’électricité pour décarboner l’industrie et certains transports lourds. À condition de pouvoir le produire en très grande quantité, sans énergies fossiles, mais aussi de pouvoir le stocker et le transporter en flux continu et sécurisé sur des centaines de kilomètres.

Une méthode de production, une couleur

Les « couleurs » de l’hydrogène lui sont attribuées selon sa méthode de production. La classification réglementaire distingue quant à elle hydrogène carboné et hydrogène décarboné. La voie historique consistait à utiliser une ressource fossile, principalement du gaz naturel. Dans le vaporeformage du méthane, de la vapeur d'eau réagit à haute température avec le méthane. Le procédé produit un mélange gazeux dont on extrait l'hydrogène. Cet hydrogène qualifié de gris représente encore aujourd’hui 95 % de la production mondiale, en raison de son faible coût. Un avantage financier mais pas environnemental, car sa fabrication rejette beaucoup de CO₂. Il appartient donc à la catégorie de l’hydrogène carboné.

L'hydrogène bleu suit le même procédé que le gris, mais couple la production à une capture et un stockage du CO₂, ce qui réduit fortement les émissions et est donc considéré comme « bas-carbone » et entre dans la catégorie de l’hydrogène décarboné.

L'autre grande voie consiste à prendre de l'eau et à utiliser de l'électricité pour séparer ses molécules H₂O en hydrogène H₂ et oxygène O₂. C'est l'électrolyse. Il est alors dit « vert » lorsque l’énergie utilisée pour sa production est d’origine renouvelable : éolien, solaire… Si l’électricité utilisée pendant l’électrolyse est d’origine nucléaire, on parle alors d’hydrogène rose. Les deux entrent également dans la catégorie de l’hydrogène décarboné.

Le réseau de canalisations reste le mode de transport de référence pour les gros volumes

L'Agence internationale de l'énergie (AIE) indique que l’hydrogène est aujourd’hui majoritairement produit et utilisé dans des applications industrielles sur des sites proches, et insiste sur la nécessité de développer des infrastructures de transport à mesure que de nouveaux marchés apparaissent. 

Pour transporter de petites quantités sur de courtes distances, plusieurs solutions existent comme un camion ou une remorque de gaz comprimé. Mais dès que l'on parle de flux importants et réguliers, l'AIE estime que les hydrogénoducs constituent le mode de transport le plus efficace et le moins coûteux pour l'hydrogène sur de longues distances.

Le futur système hydrogène français et européen, des zones de production aux grands bassins industriels

Un réseau de pipelines permet d'assurer un flux régulier et une interconnexion entre bassins de production et bassins de consommation. C'est l’objectif de HY-FEN, le projet de dorsale française de l’hydrogène porté par NaTran, opérateur national de transport de gaz. Le projet prévoit d'étudier une liaison d'environ 820 kilomètres traversant la France, de Fos-sur-Mer (dans les Bouches-du-Rhône) à la Moselle, et irriguant cinq régions françaises. Le dimensionnement envisagé atteint 2 millions de tonnes d'hydrogène par an, avec une mise en service prévue en 2032.

Ce projet prévoit aussi de connecter des sites de stockage importants le long du tracé, en particulier dans le Sud-Est, où celui de Manosque (dans les Alpes-de-Haute-Provence) doit sécuriser l'approvisionnement des industriels de la zone de Fos-sur-Mer. Au-delà, HY-FEN est un maillon du futur système hydrogène européen, reliant la péninsule ibérique, la France et au-delà de l’Allemagne. 

Une étude, menée par la filière France Hydrogène avec le cabinet BDO, estime que 8,8 gigawatts de capacité d'électrolyse déployés d'ici 2035 permettraient de réduire de 6 % la consommation annuelle d'énergies fossiles du pays, et d'alléger la facture énergétique extérieure de 5,9 milliards d'euros.