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Le sommet européen « Hydrogène sans frontières » qui s’est tenu le 8 novembre à Strasbourg a mis en relief les atouts de la région frontalière du Rhin supérieur partagée entre France, Allemagne et Suisse, pour constituer un pôle européen majeur de la distribution, mais aussi de la production de l'hydrogène « vert », d'origine renouvelable. Mais prendre une telle dimension semble induire obligatoirement d'y inclure le nucléaire. Or l’Allemagne refuse l'appellation renouvelable à cette énergie, ce qui reste une pierre d’achoppement.
Cet article paraît en simultané sur Voisins-Nachbarn, site d'information transfrontalière sur les actualités conjointes au Grand Est et à ses territoires étrangers limitrophes, de la Wallonie à la région suisse de Bâle en passant par le Luxembourg et les Länder allemands de Sarre, Rhénanie-Palatinat et Bade-Wurtemberg.
Pour utiliser de l’hydrogène, il faut certes l’acheminer, mais d’abord le fabriquer. Organisé, entre autres, par l’association trinationale Trion Climate et le Pôle Véhicule du futur, le sommet européen « Hydrogène sans frontières » qui s’est tenu le 8 novembre à Strasbourg est revenu sur ce constat basique, en partie occulté par les problématiques de distribution transfrontalière.
La bien fréquentée rencontre - plusieurs centaines de participants - a permis de souligner le fort potentiel du Rhin supérieur en matière de production d’hydrogène, mais aussi l’indispensable coopération des composantes française, allemande et suisse pour lui donner sa pleine dimension. Or des blocages existent. Ils relèvent peut-être moins de la technique que des « dogmatismes », un terme employé à plusieurs reprises dans les échanges.
La partie allemande, formée du sud-ouest du Bade-Würtemberg, de Fribourg-en-Brisgau à la frontière franco-suisse, est probablement celle qui a le plus avancé dans la recherche d’une vision globale, en déclinaison de la politique plus générale de son Land qui a son pendant français avec la Stratégie hydrogène 2020-2030 du Grand Est. Ainsi, la « Wasserstoffstrategie Südwest BW » a été dévoilée à l’occasion du Sommet du 8 novembre. Elle résulte de plusieurs mois, voire de plusieurs années de concertations avec les acteurs publics et privés locaux, dont 140 sont désormais réunis dans une association porteuse, Klimapartner Südbaden.
Une stratégie de petits sites en Allemagne frontalière
Le document préconise une approche décentralisée d’une production d’hydrogène vert, à savoir sa dissémination entre plusieurs sites qui puissent couvrir des besoins locaux, dans un rayon d’une vingtaine de kilomètres. « La topographie de notre territoire de vallées, la disponibilité des terrains et l’écosystème local de l’hydrogène rendaient irréaliste l’hypothèse d’une concentration sur un seul grand lieu. Les futures centrales devront toutefois dépasser chacune le seuil de 10 MW (mégawatt) d’électrolyse, considéré comme un plancher pour l’équilibre économique d’un projet », expose Fabian Burggraf, directeur de Klimapartner Südbaden.
Cette limite basse correspond à un investissement unitaire de l’ordre de 25 millions d’euros, dont le financement émanerait des membres de Klimapartner Südbaden - collectivités, entreprises industrielles et énergéticiens - pour une concrétisation dans les années 2030-2040. A cet horizon en effet, la jonction serait possible avec la portion locale du réseau national allemand de transport d'hydrogène, dont l’Etat fédéral a défini le tracé fin octobre en vue de son déploiement à la fin de cette décennie. « Il s’agira de construire les kilomètres manquants localement, l’équivalent de routes départementales et communales qui se raccorderaient à une autoroute », compare Fabian Burggraf.
Une exception badoise se dessine à cette logique de centrales (relativement) « micro. » A Albbruck près de la frontière suisse, les énergéticiens RWE et Badenova et le chimiste Evonik portent en effet un projet de 50 MW (environ 110 millions d’euros d’investissement) qui viendrait substituer à la source fossile un hydrogène provenant d’énergie renouvelable, la centrale hydraulique de Rheinfelden. Il pourrait voir le jour en 2028.
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Bâle, hub hydrogène de la Suisse
A Bâle, l’horizon de la mi-2026 est envisagé pour une première installation de taille significative de « verdissement » à l’initiative de l’énergéticien local IWB, du pétrolier Avia et de l’entreprise Fritz Meyer. Elle est dimensionnée pour 15 MW. IWB indique être dans l’attente de l’obtention du permis, de façon à démarrer les travaux début 2025. L’infrastructure participerait ainsi à l’objectif du canton de Bâle-ville de devenir en 2037 un territoire de neutralité climatique, offrant des solutions décarbonées en particulier à son vaste tissu d’entreprises chimiques et pharmaceutiques.
Soit les objectifs formulés par l’association « H2 Hub Schweiz », créée en février 2024 à Bâle dans le but de fédérer elle aussi les acteurs publics et privés. « Le concept de hub traduit l’intention de positionner l’agglomération de Bâle comme la porte d’entrée du pays pour l’hydrogène, grâce en particulier à ses infrastructures optimales que constituent ses sites portuaires (Muttenz et Birsfelden) », expose Daniel Lüdin, directeur de H2 Hub Schweiz. En somme, l’agglomération frontalière jouerait avec l’hydrogène le rôle qu’elle occupe historiquement pour l’approvisionnement suisse en carburants.
Chalampé-Ottmarsheim, tremplin français
La rive française n’est pas en reste. Elle peut en principe mobiliser plusieurs territoires arrimés au Rhin, de Lauterbourg à l’extrémité nord en face de Karlsruhe, au port de Strasbourg, à Fessenheim en reconversion post-nucléaire et, plus au sud dans l’espace trinational franco-germano-suisse, la zone portuaire de Chalampé-Ottmarsheim près de Mulhouse.
A l’échelle française, cette zone présente une concentration exceptionnelle de gros consommateurs d’hydrogène, grâce à ses industries chimiques : Butachimie, Alsachimie, ou encore LAT Nitrogen. Pour ce producteur d’engrais précédemment nommé Borealis et Pec-Rhin, EDF via sa filiale Hynamics (déjà active à Belfort et Auxerre) vise la mise en service en 2027 d’une installation de 50 MW d’électrolyse, de sorte à produire 6.600 tonnes annuelles d’hydrogène. Cette infrastructure apporterait « en mode bas carbone » 15 % des besoins d’hydrogène à l'industriel, et une offre disponible pour les autres industries voisines, L’objectif consiste aussi à ne pas se cantonner à quelques utilisateurs certes très gloutons, mais à irriguer plus largement le territoire.
Mises bout à bout, les capacités trinationales représentent ainsi un total de l’ordre d’au moins 100 mégawatts à court terme, un chiffre non négligeable au regard des 300 MW en service en France en 2023 - mais qui ont vocation à être décuplées dans les années prochaines. La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) dévoilée début novembre fixe une trajectoire à 8 gigawatts d’hydrogène vert à déployer en 2035.
La canalisation Rhyn pour franchir le fleuve
Encore faudrait-il les raccrocher les unes aux autres pour constituer un bassin transfrontalier. L’optimisme peut être de rigueur. L’infrastructure Rhyn en études, porté par le transporteur français GRTgaz, doit pouvoir, un jour, faire traverser le fleuve à l’hydrogène. Son tracé de 100 km, du sud au nord de l’Alsace prévoit une telle jonction.
En outre, les porteurs de projet confirment unanimement la pertinence de telles ramifications transfrontalières et leur volonté d’y participer. Ils ont trouvé leur instance de coopération avec 3H2, un programme de coopération né en 2022, qui doit permettre d’avancer sans attendre les impulsions de Paris, de Berlin ou de Berne. « Pour un territoire comme le Pays de Bade, coopérer avec les voisins immédiats représente un intérêt majeur, dans la mesure où les principales sources d’approvisionnement allemandes en énergies renouvelables pour un hydrogène vert sont situées à l’autre extrémité nord du pays », relève Jacques Haenn, animateur de 3H2.
L’Allemagne fonde en effet sa conversion à l’hydrogène vert sur les énergies renouvelables. « Mais celles-ci sont intermittentes, or les industriels ont besoin d’une alimentation en continu d’industriels », a rappelé à Strasbourg Christelle Rouillé, présidente d’Hynamics. Réussir une telle continuité est possible, selon les promoteurs français de l’hydrogène, en appliquant la solution tricolore « du mix entre EnR et une source énergie abondante »… à savoir le nucléaire, estampillé « décarboné » dans une vision française, mais pas dans celle des autorités nationales allemandes.
D’une démonstration technique, Christelle Rouillé a subtilement glissé vers un message nettement plus politique. Elle a appelé la partie allemande à faire appel au nucléaire, « sachant que nous fournissons déjà nos voisins pour le réseau électrique classique ». La stratégie hydrogène outre-Rhin, reposant sur 80 % d’importations pour la couverture des besoins, ne peut réussir que par la « coopération européenne », selon la dirigeante d'Hynamics. Quitte donc à mettre un mouchoir sur certains principes que les Français qualifient de « dogmatismes ». Il faudra certainement bien d’autres sommets pour trancher ce débat.
Dans ses appellations, l'hydrogène en voit de toutes les couleurs, en fonction de sa source. Noir quand il provient du charbon, gris en majorité aujourd'hui par son origine fossile (pétrole, gaz naturel), il souhaite donc devenir vert mais peut aussi se montrer tout... blanc, la teinte qui lui est affûblée lorsqu'il est extrait directement du sous-sol - ce qui suppose toutefois des forages, dont la « blancheur » reste à vérifier. Or cet hydrogène sous nos pieds existe à proximité : en Lorraine, dans l'est de la Moselle, là d'ou est sorti le charbon jusqu'au début des années 2000.
Le sujet était passé « complètement sous les radars », a rappelé le 8 novembre Philippe Donato, directeur de recherches en géoressources de l'université de Lorraine. Avec ses collègues et l'entreprise La Française de l'Energie, il s'est penché sur le sujet. Verdict : en élargissent au sous-sol sarrois contigu de même nature, « le potentiel du gisement pour une exploitation qui en soit durable se situe à 34 millions de tonnes », rapporte le chercheur. Peu et beaucoup à la fois ? « La trajectoire de l'Union européenne est fixée à la production en son sein d'hydrogène blanc à hauteur de 10 millions de tonnes par an », souligne Philippe Donato, pour donner une référence de comparaison.
