<h2>SubmittedText<h2><p>Plusieurs pays de l'UE souhaitent importer de l'hydrogène vert produit en Afrique du Nord. Conjointement avec les pays européens et nord-africains, la Suisse pourrait elle aussi importer une grande quantité d'hydrogène dans un futur proche (d'ici 2030), ce qui permettrait de remplacer de manière prévisible les centrales nucléaires pour subvenir aux besoins en électricité.</p><p>La CEATE-N a d'ailleurs déposé la motion 23.3019 demandant que soient créées les conditions d'un approvisionnement en gaz renouvelable.</p><p>Dans ce contexte, le Conseil fédéral est prié de répondre aux questions suivantes :</p><p>1. Que pense-t-il de l'idée d'importer de l'hydrogène vert d'Afrique du Nord ? Est-il prêt à examiner cette possibilité ?</p><p>2. Combien, approximativement, devrait coûter d'ici 2030 l'utilisation d'une mégatonne d'hydrogène vert dans notre pays à titre de contribution à la transition énergétique ?</p><p>3. Le tracé des conduites vers l'Allemagne passe en partie par la Suisse. Dans sa réponse à l'interpellation 22.3906, le Conseil fédéral a fait preuve d'ouverture en indiquant que la Suisse pourrait servir de pays de transit. La Suisse pourrait-elle convertir l'un des deux gazoducs existants en hydrogénoduc ? Ou faudrait-il prévoir une conduite supplémentaire ? Les nouveaux tunnels de gaz naturel transalpins sont-ils conçus pour être étendus ou convertis ?</p><p>4. Quelle infrastructure interne au pays permettrait d'assurer la redistribution de l'hydrogène vert importé depuis les conduites de transit vers les entreprises grandes consommatrices d'électricité et les centrales électriques à hydrogène ?</p><p>5. Il faut que le nombre de réservoirs d'hydrogène soit suffisant pour que l'approvisionnement soit toujours assuré. De tels réservoirs sont-ils déjà prévus ? Si oui, combien et où ?</p><h2>FederalCouncilResponseText<h2><p>1. La motion du 3 décembre 2020 (20.4406 «Production d’hydrogène vert. Stratégie pour la Suisse»), que le Parlement a transmise le 12 décembre 2022, chargeait déjà le Conseil fédéral d’élaborer une stratégie nationale concernant l’hydrogène. En outre, elle réclamait expressément une stratégie d’importation pour l’hydrogène. Dans le cadre de la mise en œuvre de cette motion, le Conseil fédéral examine les avantages et les inconvénients de l’importation d’hydrogène d’Afrique du Nord et d’autres pays, notamment selon des critères écologiques et sociaux, comme la motion le réclame. Le Conseil fédéral doit la mettre en œuvre d’ici fin 2024.&nbsp;</p><p>&nbsp;</p><p>2. Les Perspectives énergétiques 2050+ de la Confédération et l’étude «Avenir énergétique 2050» de l’Association des entreprises électriques suisses (AES) et du Laboratoire fédéral d’essai des matériaux et de recherche (Empa) estiment qu’en 2030, le besoin en hydrogène sera inférieur à 0,5&nbsp;TWh. Une mégatonne d’hydrogène représente une quantité d’énergie équivalant à 33&nbsp;TWh, ce qui correspond à la consommation de gaz annuelle de la Suisse aujourd’hui. Selon des études publiées récemment par l’Institut Fraunhofer des systèmes énergétiques solaires (ISE) et Aurora Energy Research, un kilogramme d’hydrogène coûtera environ 4,6&nbsp;euros en 2030. Ainsi, une mégatonne d’hydrogène devrait coûter environ 4,6&nbsp;milliards de francs.&nbsp;</p><p>&nbsp;</p><p>3.&nbsp;La transition technologique relève de la branche énergétique. Les exploitants du gazoduc de transit examinent les possibilités et les coûts d’une telle entreprise. De premiers résultats montrent que l’un des deux tronçons de conduite situés au nord de la station de compression de Ruswil en direction de l’Allemagne pourrait techniquement être converti en vue de l’utilisation de l’hydrogène. Une seule conduite s’étire entre Ruswil et le col de Gries. Pour transporter de l’hydrogène vers le nord via la Suisse tout en conservant simultanément le flux de gaz à moyen terme, il faudrait construire une deuxième conduite sur ce tronçon, ce qui serait techniquement réalisable d’après de premières estimations.&nbsp;</p><p>&nbsp;</p><p>4. Les entreprises de la branche énergétique sont responsables de la distribution. D’après de premiers signes émanant de la branche, il serait possible de convertir la majeure partie du réseau de gaz existant en vue d’une utilisation de l’hydrogène. Le développement des conduites doit être étudié au cas par cas. Il dépend notamment du besoin futur en hydrogène et de l’évolution de la transition de l’approvisionnement du gaz à l’hydrogène. Pour des raisons de sécurité, comme c’est le cas pour les conduites de gaz naturel, les conduites de transport d’hydrogène sont soumises à la législation régissant les installations de transport par conduites depuis le 1er juillet 2023.&nbsp;</p><p>&nbsp;</p><p>5. Les entreprises de la branche énergétique sont responsables du stockage. En Suisse, le stockage de l’hydrogène dans le sous-sol s’annonce difficile en raison des particularités géologiques du pays. Un stockage en surface réclamerait quant à lui beaucoup d’espace. Il n’existe pas encore de planification concrète en ce sens. Des possibilités de stockage sont également examinées dans le cadre de la mise en œuvre de la motion 20.4063 «Faire la lumière sur la protection du climat, la sécurité énergétique et l’exploitation des infrastructures grâce à l’exploration du sous-sol», transmise le 15 juin 2021. En outre, le 3 mai 2023, le Conseil national a transmis le postulat 23.3023 «Agents énergétiques synthétiques et stockage d’énergie saisonnier pour renforcer la sécurité de l’approvisionnement, notamment en électricité, en hiver. État des lieux et élaboration d’une base contenant des possibilités d’action en particulier pour la Suisse». Ce postulat charge le Conseil fédéral d’examiner plus en détail le stockage de l’hydrogène et des agents énergétiques synthétiques dans un délai de deux ans.</p>