Le 4 août, une vanne s’est ouverte à Marl, dans le nord de la Ruhr. À l’autre bout du tuyau, à 120 kilomètres de là, les électrolyseurs de Lingen tournaient depuis quelques jours. Entre les deux, un réseau de canalisations qui vient de passer du statut de projet à celui d’infrastructure en service.
C’est peu spectaculaire. C’est aussi la première fois en Europe qu’une chaîne complète, production renouvelable, transport par pipeline et consommation industrielle, fonctionne bout à bout à l’échelle industrielle.
Ce qui s’est réellement passé entre Lingen et Marl
Le projet s’appelle GET H2 Nukleus. RWE exploite à Lingen, en Basse-Saxe, deux unités d’électrolyse de 100 MW chacune, actuellement en cours de mise en service. Les premières quantités d’hydrogène renouvelable produites répondent aux critères européens RFNBO, ce qui permet aux clients de recevoir des preuves de durabilité et d’intégrer ces molécules dans leur comptabilité carbone.
Le transport est assuré par un réseau d’environ 120 km opéré conjointement par deux gestionnaires de transport, Nowega et OGE, ainsi que par SYNEQT, filiale d’Evonik. Destination finale : le parc chimique de Marl, où l’hydrogène est directement disponible pour les procédés industriels.
Le calendrier annoncé par RWE est net. 200 MW d’électrolyse en service d’ici fin 2026, puis 300 MW à partir de 2027. « Le fait qu’un hydrogène renouvelable certifié produit à Lingen ait atteint Marl par canalisation montre que l’électrolyse, l’infrastructure de transport et la consommation industrielle peuvent fonctionner ensemble », résume Nikolaus Valerius, patron de RWE Generation SE.
Pourquoi 120 kilomètres pèsent plus qu’ils n’en ont l’air
Depuis cinq ans, l’hydrogène européen souffre d’un problème de séquence. Personne ne construit d’électrolyseur sans client, personne ne signe de contrat d’achat sans certitude de livraison, et personne ne pose de canalisation sans volumes garantis. Chacun attend les deux autres.
Lingen-Marl casse ce blocage sur un périmètre limité, en démontrant que les trois briques tiennent ensemble. Et le projet sert de banc d’essai réglementaire autant que technique. Thomas Hüwener, directeur général d’OGE, insiste sur ce point : le chantier permet de tester en conditions réelles l’accès au réseau, la réservation de capacité et l’équilibrage. Trois mécanismes qui n’existaient jusqu’ici que sur le papier pour l’hydrogène.
Ces canalisations constituent par ailleurs les premiers tronçons du réseau central allemand, dont le déploiement vise environ 9 000 km à horizon 2032. Une partie du financement provient de l’État fédéral, de la Basse-Saxe et de la Rhénanie-du-Nord-Westphalie, dans le cadre du PIIEC Hy2Infra.
La caverne de Gronau-Epe, pièce manquante du puzzle
Un électrolyseur produit quand l’électricité est disponible et bon marché. Une usine chimique consomme en continu. Entre les deux, il faut un tampon.
C’est tout l’enjeu de la suite du programme. OGE et Nowega ont achevé fin 2025 une canalisation neuve de 10 km entre Heek et Epe, destinée à raccorder le stockage souterrain. RWE Gas Storage West doit commencer à remplir fin 2026 la première caverne commerciale d’hydrogène en Europe, pour une mise en exploitation prévue mi-2027.
Voilà ce qui transforme un pipeline en système pilotable. Sans stockage, l’hydrogène vert reste soumis à l’intermittence de sa source électrique. Avec une caverne, il devient un vecteur dispatchable, capable d’absorber les surplus renouvelables du printemps pour les restituer en hiver. C’est le même raisonnement que celui appliqué aux moteurs hydrogène raccordés au réseau, à une échelle bien supérieure.
D’autres tronçons suivent : conversion de la canalisation existante entre Legden et Dorsten d’ici 2027, construction d’une nouvelle liaison Dorsten-Marl, et raccordement déjà achevé entre le parc chimique de Marl et la raffinerie de Gelsenkirchen-Scholven.
Et la France dans tout ça
Paris a choisi une autre entrée. Là où l’Allemagne construit d’abord le réseau, la France a commencé par soutenir la production, avec un mécanisme d’aide dont les premiers lauréats ont été désignés cet été pour environ 160 MW d’électrolyse.
Côté infrastructure, deux corridors avancent. GRTgaz développe HY-FEN, une liaison d’environ 1 000 km entre Marseille et Obergailbach, à la frontière allemande. Teréga porte HySoW, 650 km destinés à desservir les pôles industriels d’Occitanie et de Nouvelle-Aquitaine. Plus au nord-est, le projet transfrontalier mosaHYc, 90 km entre Lorraine, Sarre et Luxembourg, vise une mise en service en 2027.
L’écart de maturité est réel. Il n’est pas irrattrapable, mais il coûte cher : le premier arrivé fixe les standards techniques, les règles d’accès au réseau et, à terme, les prix de référence. La filière française sait passer des annonces aux réalisations, elle l’a montré sur la production. Le transport reste son angle mort.
Ce qu’il reste à prouver
Rien n’est joué. Les 200 MW de Lingen ne sont pas encore en exploitation commerciale, seulement en mise en service. Le modèle économique de l’hydrogène par canalisation dépend de volumes qui n’existent pas encore, et de clients industriels dont la disposition à payer un surcoût carbone reste à démontrer.
L’Allemagne, qui prévoit d’importer entre 50 et 70 % de son hydrogène, mise gros sur un réseau qu’elle ne pourra pas remplir seule. Le projet de dorsale européenne, 53 000 km reliant 28 pays à horizon 2040, suppose que les voisins suivent.
Reste une image difficile à effacer. Un opérateur en combinaison orange, une vanne grise, et des molécules qui parcourent 120 kilomètres pour finir dans un réacteur chimique. Après six ans de déclarations, la filière vient enfin de produire quelque chose qui ressemble à une preuve.
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