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Dans le cadre de la transition énergétique européenne, de plus en plus d'industriels et de décideurs politiques placent désormais leurs espoirs dans l'hydrogène vert. En Belgique par exemple, les projets concurrents Hyoffwind et Hyport prévoient la construction d'électrolyseurs industriels, à Zeebruges et Ostende respectivement, afin de valoriser la production électrique de l'éolien off-shore. Cumulés, ces projets pourraient produire quelques 60.000 tonnes d'hydrogène vert par an.
Les pouvoirs publics se sont également emparés de la question, dont la nouvelle Commission européenne qui souhaite faire de l'hydrogène une pièce maîtresse de son Green Deal et de sa stratégie industrielle. Au niveau national, plusieurs Etats membres tentent déjà de constituer un leadership sur cette technologie prometteuse, dont l'Allemagne, la France, les Pays-Bas et la Belgique.
En effet, l'hydrogène vert apparait sur le papier comme le couteau suisse de la transition énergétique.
La combustion de l'hydrogène produit beaucoup d'énergie sans émettre de CO2[1] et pourrait donc contribuer à la réduction des émissions de gaz à effet de serre à condition que l'hydrogène soit produit à partir de technologies propres[2].
L'hydrogène vert peut également contribuer à la décarbonation de secteurs habituellement difficiles à électrifier – tels que les transports et le chauffage – car il peut, dans une certaine mesure, remplacer le gaz naturel et les hydrocarbures.
L'hydrogène peut enfin être utilisé comme vecteur énergétique pour stocker l'électricité. En particulier, l'électrolyse de l'eau permet de « transformer » l'électricité en hydrogène sans émettre de CO2. L'hydrogène ainsi produit peut être stocké avant d'être réutilisé pour produire de l'électricité au moyen de piles à combustion. Ce procédé, qui serait utilisé dans le cadre des projets Hyoffwind et Hyport, favorise le déploiement et l'intégration des sources d'énergie renouvelables intermittentes dont la production électrique excédentaire ou non rentable pourrait être stockée avant d'être injectée sur le réseau à un moment plus opportun, lorsque les prix ou la demande le justifient.
Cependant, divers obstacles de natures technique, économique et juridique entravent le déploiement à grande échelle de l'hydrogène comme moyen de stocker l'électricité.
Sur le plan technique, des pertes de rendement importantes diminuent l'intérêt économique de ce type d'opération et d'autres méthodes de stockage restent actuellement plus rentables. En outre, le marché de la production d'hydrogène est encore largement capté par les besoins de l'industrie qui utilise des procédés de fabrication de l'hydrogène émetteurs de CO2. En effet, la production d'hydrogène par électrolyse de l'eau est un procédé encore peu concurrentiel et est encore plus onéreux s'il repose sur une électricité verte dont le prix est supérieur à celui du marché.
Le déploiement de l'hydrogène vert peut également être entravé par un cadre juridique non adapté. Il appartient donc aux pouvoirs publics d'accompagner son développement par la mise en œuvre d'un encadrement propice et éventuellement d'un régime de soutien permettant de diminuer les coûts de la technologie.
Nous verrons que l'adaptation du cadre réglementaire soulèvera des questions juridiques, liées notamment à la définition du stockage d'électricité (1). De plus, l'éventuelle mise en place de régimes d'aides soulève également des difficultés, et dépend dans une large mesure de choix politiques qui doivent encore être définis au niveau européen (2).
1. Sur la définition du stockage d'électricité
La transformation de nos systèmes électriques vers une production plus intermittente a accru la nécessité de développer des instruments de flexibilité tels que le stockage. Afin d'attirer les investissements dans ce domaine, le législateur fédéral a introduit une définition juridique du stockage d'électricité visant «tout processus consistant, par le biais d'une même installation, à prélever de l'électricité du réseau en vue de la réinjecter ultérieurement dans le réseau dans sa totalité, sous réserve des pertes de rendement». Les opérations tombant dans le champ d'application de cette définition sont exonérées de paiement de la cotisation fédérale sur l'électricité et font l'objet d'une tarification avantageuse définie par le régulateur fédéral[3].
En juin 2019, la nouvelle directive européenne «électricité»[4] a introduit dans le droit européen la notion de stockage d'électricité. Il s'agit « dans le système électrique, [du] report de l'utilisation finale de l'électricité à un moment postérieur à celui auquel elle a été produite, ou la conversion de l'énergie électrique en une forme d'énergie qui peut être stockée, la conservation de cette énergie et la reconversion ultérieure de celle-ci en énergie électrique ou son utilisation en tant qu'autre vecteur d'énergie ». En outre, la directive définit très simplement l'installation de stockage d'énergie comme l'installation, dans le système électrique, où est stockée de l'énergie.
Tant le libellé de cette définition que les travaux préparatoires de la directive indiquent que l'utilisation d'électricité pour produire de l'hydrogène est une forme de stockage d'électricité. En particulier, les projets Hyoffwind ou Hyport s'inscriraient pleinement dans cette définition européenne du stockage puisqu'ils visent à conserver l'électricité excédentaire sous forme d'hydrogène de façon à reporter son injection sur le réseau.
La définition belge du stockage est plus restrictive à plusieurs égards.
Contrairement à la directive européenne, la définition belge prévoit que le stockage doit se faire « par le biais d'une même installation ». Pour être qualifié de stockage, il faudrait donc que l'électrolyse de l'eau, la conservation de l'hydrogène et la production d'électricité au moyen de piles à combustion soient intégrées au sein d'une même installation, vraisemblablement exploitée par un même opérateur. Dès lors que l'hydrogène est déplacé ou vendu, l'opération n'entrerait plus dans la définition belge du stockage.
Toujours en contradiction avec la directive, la définition belge du stockage ne vise que l'électricité qui a été prélevée du réseau. Or, dans les projets Hyoffwind et Hyport, l'électricité pourrait ne pas être prélevée du réseau mais directement stockée sous forme d'hydrogène après sa production.
Enfin, la définition belge du stockage prévoit que l'électricité prélevée doit être réinjectée dans sa totalité sur le réseau, sous réserve des pertes de rendement. Or la définition européenne vise «la reconversion ultérieure de [l'énergie] en énergie électrique ou son utilisation en tant qu'autre vecteur d'énergie ». Partant, la définition européenne du stockage s'applique à des exploitations power-to-gas telles que Hyoffwind et Hyport qui ne retransformeraient pas la totalité de l'hydrogène produit en électricité mais qui pourraient injecter une partie de leur hydrogène vert dans le réseau gazier, ou le valoriser dans le transport ou l'industrie. En revanche, de telles opérations n'entreraient pas dans le champ d'application de la définition belge dès lors que la totalité de l'électricité utilisée n'est pas réinjectée.
La directive européenne doit être intégralement transposée par la Belgique avant le 31 décembre 2020. D'une part, la loi « électricité » du 29 avril 1999 devra selon nous être amendée pour être conforme au droit européen. D'autre part, il semble de toute façon opportun au regard des objectifs climatiques européen et belge de permettre aux projets d'hydrogène vert de bénéficier du cadre règlementaire existant en faveur du stockage.
Notons que la définition européenne du stockage s'applique à la conversion d'électricité en hydrogène, quelle que soit la source de l'électricité. L'hydrogène gris ou bleu produit à partir d'électricité « conventionnelle » de source fossile serait donc également inclus dans le cadre juridique favorable du stockage.
En juin 2019, la nouvelle directive européenne «électricité»[4] a introduit dans le droit européen la notion de stockage d'électricité. Il s'agit « dans le système électrique, [du] report de l'utilisation finale de l'électricité à un moment postérieur à celui auquel elle a été produite, ou la conversion de l'énergie électrique en une forme d'énergie qui peut être stockée, la conservation de cette énergie et la reconversion ultérieure de celle-ci en énergie électrique ou son utilisation en tant qu'autre vecteur d'énergie ». En outre, la directive définit très simplement l'installation de stockage d'énergie comme l'installation, dans le système électrique, où est stockée de l'énergie.
Tant le libellé de cette définition que les travaux préparatoires de la directive indiquent que l'utilisation d'électricité pour produire de l'hydrogène est une forme de stockage d'électricité. En particulier, les projets Hyoffwind ou Hyport s'inscriraient pleinement dans cette définition européenne du stockage puisqu'ils visent à conserver l'électricité excédentaire sous forme d'hydrogène de façon à reporter son injection sur le réseau.
La définition belge du stockage est plus restrictive à plusieurs égards.
Contrairement à la directive européenne, la définition belge prévoit que le stockage doit se faire « par le biais d'une même installation ». Pour être qualifié de stockage, il faudrait donc que l'électrolyse de l'eau, la conservation de l'hydrogène et la production d'électricité au moyen de piles à combustion soient intégrées au sein d'une même installation, vraisemblablement exploitée par un même opérateur. Dès lors que l'hydrogène est déplacé ou vendu, l'opération n'entrerait plus dans la définition belge du stockage.
Toujours en contradiction avec la directive, la définition belge du stockage ne vise que l'électricité qui a été prélevée du réseau. Or, dans les projets Hyoffwind et Hyport, l'électricité pourrait ne pas être prélevée du réseau mais directement stockée sous forme d'hydrogène après sa production.
Enfin, la définition belge du stockage prévoit que l'électricité prélevée doit être réinjectée dans sa totalité sur le réseau, sous réserve des pertes de rendement. Or la définition européenne vise «la reconversion ultérieure de [l'énergie] en énergie électrique ou son utilisation en tant qu'autre vecteur d'énergie ». Partant, la définition européenne du stockage s'applique à des exploitations power-to-gas telles que Hyoffwind et Hyport qui ne retransformeraient pas la totalité de l'hydrogène produit en électricité mais qui pourraient injecter une partie de leur hydrogène vert dans le réseau gazier, ou le valoriser dans le transport ou l'industrie. En revanche, de telles opérations n'entreraient pas dans le champ d'application de la définition belge dès lors que la totalité de l'électricité utilisée n'est pas réinjectée.
La directive européenne doit être intégralement transposée par la Belgique avant le 31 décembre 2020. D'une part, la loi « électricité » du 29 avril 1999 devra selon nous être amendée pour être conforme au droit européen. D'autre part, il semble de toute façon opportun au regard des objectifs climatiques européen et belge de permettre aux projets d'hydrogène vert de bénéficier du cadre règlementaire existant en faveur du stockage.
Notons que la définition européenne du stockage s'applique à la conversion d'électricité en hydrogène, quelle que soit la source de l'électricité. L'hydrogène gris ou bleu produit à partir d'électricité « conventionnelle » de source fossile serait donc également inclus dans le cadre juridique favorable du stockage.
2. Sur les mécanismes d'aide en faveur de l'hydrogène vert
L'essor de l'hydrogène vert nécessitera vraisemblablement des mesures de soutien pour assurer sa compétitivité.
Bien que l'hydrogène vert ne figure pas encore explicitement parmi les sources d'énergie renouvelables, la nouvelle directive européenne 2018/2001 a étendu le régime des garanties d'origine[5] aux gaz issus de sources renouvelables[6]. En effet, la certification de son origine verte sera importante pour la valorisation de l'hydrogène, en particulier s'il est injecté dans un réseau gazier et/ou mélangé avec de l'hydrogène gris ou bleu[7]. En Belgique, les régions travaillent à la réforme de leurs systèmes de labels et de garanties d'origine (LGO) et pourraient inclure l'hydrogène vert dans la liste des sources d'énergie renouvelables.
Une difficulté juridique tient au fait que l'hydrogène vert peut être à la fois utilisé comme un vecteur énergétique pour le stockage d'électricité ou comme un gaz utilisé comme combustible. Des projets tels que Hyoffwind et Hyport choisiront, sur la base d'un raisonnement économique, la part d'hydrogène qu'ils conserveront à des fins de stockage d'électricité et la part d'hydrogène qui sera vendue sur le marché.
Les éventuels régimes d'aide à la production pourraient donc être distingués en fonction de l'affectation de l'hydrogène vert. Pourtant, un certain laps de temps pourrait s'écouler entre la production de l'hydrogène vert et le moment où son utilisation est connue. Si l'hydrogène vert est produit uniquement à des fins de stockage, il pourrait ne pas recevoir de garantie d'origine dans la mesure où il ne sera pas commercialisé. L'électricité produite à partir d'hydrogène ne devrait pas non plus bénéficier de mécanisme de soutien à la production d'énergie renouvelable puisqu'il ne s'agit pas à proprement parler de production d'électricité.
L'électricité prélevée pour la production d'hydrogène vert pourrait être encouragée autrement. En Wallonie par exemple, l'électricité prélevée du réseau à des fins de stockage n'est pas incluse dans le quota de certificats verts et la réduction de surcharge consécutive est répercutée sur l'exploitant de l'installation de stockage[8]. Pour qu'un tel mécanisme soit applicable à une installation de production d'hydrogène vert, il faudrait connaître avec précision la part d'hydrogène qui a été « retransformé » en électricité.
La question se pose également de savoir comment traiter l'hydrogène vert qui a été déplacé ou introduit dans le réseau gazier pour ensuite être transformé en électricité par un autre opérateur. L'hydrogène concerné sera-t-il soumis à un mécanisme d'aide en faveur des gaz verts ou à un mécanisme de soutien au stockage ?
Ces questions illustrent les difficultés juridiques qui ne manqueront pas de surgir si l'hydrogène prenait une place plus importante dans notre système énergétique. Cependant, l'adaptation du cadre juridique belge reste en suspens dans l'attente de décisions qui doivent encore être prises au niveau européen.
Par exemple, des amendements aux directives européennes relatives à la promotion des renouvelables et au marché du gaz sont envisagés pour favoriser le développement de l'hydrogène vert. Par ailleurs, les nouvelles règles relatives aux aides d'Etat sont également à l'étude et pourraient traiter spécifiquement du soutien à l'hydrogène.
Le déploiement de l'hydrogène dépend également des moyens financiers qui lui seront consacrés. Ceux-ci dépendront notamment du premier cadre financier pluriannuel européen post-Brexit et des plans de relance économique nationaux post-Covid-19.
Bien que l'hydrogène vert ne figure pas encore explicitement parmi les sources d'énergie renouvelables, la nouvelle directive européenne 2018/2001 a étendu le régime des garanties d'origine[5] aux gaz issus de sources renouvelables[6]. En effet, la certification de son origine verte sera importante pour la valorisation de l'hydrogène, en particulier s'il est injecté dans un réseau gazier et/ou mélangé avec de l'hydrogène gris ou bleu[7]. En Belgique, les régions travaillent à la réforme de leurs systèmes de labels et de garanties d'origine (LGO) et pourraient inclure l'hydrogène vert dans la liste des sources d'énergie renouvelables.
Une difficulté juridique tient au fait que l'hydrogène vert peut être à la fois utilisé comme un vecteur énergétique pour le stockage d'électricité ou comme un gaz utilisé comme combustible. Des projets tels que Hyoffwind et Hyport choisiront, sur la base d'un raisonnement économique, la part d'hydrogène qu'ils conserveront à des fins de stockage d'électricité et la part d'hydrogène qui sera vendue sur le marché.
Les éventuels régimes d'aide à la production pourraient donc être distingués en fonction de l'affectation de l'hydrogène vert. Pourtant, un certain laps de temps pourrait s'écouler entre la production de l'hydrogène vert et le moment où son utilisation est connue. Si l'hydrogène vert est produit uniquement à des fins de stockage, il pourrait ne pas recevoir de garantie d'origine dans la mesure où il ne sera pas commercialisé. L'électricité produite à partir d'hydrogène ne devrait pas non plus bénéficier de mécanisme de soutien à la production d'énergie renouvelable puisqu'il ne s'agit pas à proprement parler de production d'électricité.
L'électricité prélevée pour la production d'hydrogène vert pourrait être encouragée autrement. En Wallonie par exemple, l'électricité prélevée du réseau à des fins de stockage n'est pas incluse dans le quota de certificats verts et la réduction de surcharge consécutive est répercutée sur l'exploitant de l'installation de stockage[8]. Pour qu'un tel mécanisme soit applicable à une installation de production d'hydrogène vert, il faudrait connaître avec précision la part d'hydrogène qui a été « retransformé » en électricité.
La question se pose également de savoir comment traiter l'hydrogène vert qui a été déplacé ou introduit dans le réseau gazier pour ensuite être transformé en électricité par un autre opérateur. L'hydrogène concerné sera-t-il soumis à un mécanisme d'aide en faveur des gaz verts ou à un mécanisme de soutien au stockage ?
Ces questions illustrent les difficultés juridiques qui ne manqueront pas de surgir si l'hydrogène prenait une place plus importante dans notre système énergétique. Cependant, l'adaptation du cadre juridique belge reste en suspens dans l'attente de décisions qui doivent encore être prises au niveau européen.
Par exemple, des amendements aux directives européennes relatives à la promotion des renouvelables et au marché du gaz sont envisagés pour favoriser le développement de l'hydrogène vert. Par ailleurs, les nouvelles règles relatives aux aides d'Etat sont également à l'étude et pourraient traiter spécifiquement du soutien à l'hydrogène.
Le déploiement de l'hydrogène dépend également des moyens financiers qui lui seront consacrés. Ceux-ci dépendront notamment du premier cadre financier pluriannuel européen post-Brexit et des plans de relance économique nationaux post-Covid-19.
3. Conclusion
Cette contribution donne un bref aperçu des défis juridiques qui accompagneront le déploiement de l'hydrogène vert en Belgique. De nombreuses autres interrogations, que nous n'avons pas pu mentionner ici, viennent à l'esprit. Nous pensons notamment aux questions tarifaires, aux conditions d'accès au réseau gazier ou à la participation de ces nouveaux acteurs aux services d'équilibrage par exemple.
D'autres questions plus difficiles à anticiper, ne manqueront pas de se poser. C'est la raison pour laquelle la Belgique devrait se doter dès que possible d'un cadre juridique cohérent et souple capable de surmonter tout obstacle imprévu et injustifié au déploiement de l'hydrogène vert.
Écrit par: David Haverbeke, Wouter Vandorpe,et Samuel Verschraegen
D'autres questions plus difficiles à anticiper, ne manqueront pas de se poser. C'est la raison pour laquelle la Belgique devrait se doter dès que possible d'un cadre juridique cohérent et souple capable de surmonter tout obstacle imprévu et injustifié au déploiement de l'hydrogène vert.
Écrit par: David Haverbeke, Wouter Vandorpe,et Samuel Verschraegen
[1] A masse égale, la combustion de l'hydrogène libère trois fois plus d'énergie que la combustion de l'essence.
[2] Aujourd'hui, 95% de l'hydrogène dans le monde est fabriqué à partir de sources d'énergie fossiles et de bois. Le procédé le plus répandu est le reformage du gaz naturel (CH4) qui produit de l'hydrogène (H2) et du dioxyde de carbone (CO2). L'hydrogène ainsi produit est qualifié d'hydrogène gris. L'hydrogène peut également être fabriqué par électrolyse de l'eau (H2O) avec un rejet d'oxygène (O2). Si l'électricité utilisée dans l'électrolyse de l'eau est d'origine renouvelable, l'hydrogène produit sera de l'hydrogène vert dans la mesure où sa fabrication n'aura pas rejeté de carbone. L'hydrogène fabriqué au moyen d'un procédé émettant du CO2 mais dans lequel le CO2 sera capté ou compensé sera qualifié d'hydrogène bleu.
[3] Voir article 12, §5, 27° et 21bis, §1bis de la loi du 29 avril 2019 relative à l'organisation du marché de l'électricité.
[4] Directive 2019/944 du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité.
[5] L'article 19 de la directive 2018/2001 prévoit la mise en place de garanties d'origine qui servent à démontrer au client final qu'une part ou une quantité déterminée d'énergie a été produite à partir de sources renouvelables. Ces régimes permettent le transfert des garanties d'un titulaire à un autre indépendamment de l'énergie qu'elles concernent mais doivent éviter le double comptage d'une même unité d'énergie renouvelable.
[6] Voir considérant (59) de la directive 2018/2001.
[7] Voir note en bas de page n°2.
[8] Voir article 25, §5, al. 9 et 12 de l'arrêté du Gouvernement wallon du 30 novembre 2006 relatif à la promotion de l'électricité produite au moyen de sources d'énergie renouvelables ou de cogénération.