La vision pour l’hydrogène de l’UE : opportunités et défis réglementaires

Cet article a été initialement écrit par Alex Barnes et Katja Yafimava, nos confères de l’Oxford Institute of Energy Studies, et publié sous le titre « EU Hydrogen Vision regulatory opportunities and challenges ». Il a été traduit en français par Lola O’Neil et Alexia Coulbrant, étudiantes en première année du master LEA parcours Traduction spécialisée multilingue de l’UFR Langues étrangères (Université Grenoble Alpes), sous la supervision d’Alice Carré. Tous ces intervenants sont sincèrement remerciés.

Début des années 2020, l’hydrogène est considéré comme un élément très important, voir central dans les politiques de transition énergétique, comme l’attestent les différents plans de relance post COVID. Quelle est la vision et les plans de l’Union Européenne pour développer ce vecteur d’avenir ?

 

1. Introduction

La Commission européenne a publié la stratégie de l’UE pour l’hydrogène[1] (Lire : l’hydrogène), ainsi que la stratégie de l’UE pour l’intégration du système énergétique[2], le 8 juillet 2020. La stratégie pour l’hydrogène soutient et complète la stratégie pour l’intégration du système énergétique. Elle est également complémentaire à la nouvelle stratégie industrielle pour l’UE[3], qui a été publiée en mars 2020. Toutes ces stratégies s’inscrivent dans le cadre du pacte vert pour l’UE[4], visant à la neutralité climatique d’ici 2050.

Une récente prise de position de l’Oxford Institute for Energy Studies (OIES) a présenté un bref compte rendu des aspects essentiels de la stratégie pour l’hydrogène[5], et en a conclu qu’elle couvrait « toutes les possibilités qu’offre l’hydrogène dans la transition énergétique »[6]. Ces possibilités comprennent à la fois l’hydrogène renouvelable (également connu sous le nom d’hydrogène « vert ») et l’hydrogène bas carbone (incluant l’hydrogène produit à partir de gaz naturel où le carbone est capté)[7] (Lire : La production d’hydrogène « vert » et Biogaz, biométhane et Power-to-Gas). La stratégie stipule clairement que la priorité est au développement de l’hydrogène renouvelable, mais reconnaît que d’autres formes d’hydrogène bas carbone joueront un rôle important à court et à moyen terme[8]. La stratégie est considérablement plus communicative et détaillée sur l’hydrogène renouvelable que sur l’hydrogène bas carbone.

Le présent article se concentre sur la vision de la Commission en ce qui concerne le traitement réglementaire de l’hydrogène renouvelable et de l’hydrogène bas carbone, et sur la manière dont elle pourrait se traduire dans les futures initiatives législatives de l’UE.

2. La stratégie de l’UE pour l’hydrogène

2.1 .L’hydrogène renouvelable et l’hydrogène bas carbone : le gagnant et le perdant

Une version préliminaire de la stratégie pour l’hydrogène a été divulguée dans les médias le 18 juin 2020[9] (figure 1). Contrairement à la stratégie finale, la version divulguée mentionnait à peine l’hydrogène bas carbone, et les lecteurs se sont demandé si la stratégie finale lui ménagerait un quelconque rôle. Le 24 juin 2020, GasNaturally, à la tête d’une large coalition comprenant l’industrie européenne, le secteur du gaz, les syndicats et les producteurs de technologies énergétiques, a demandé l’adoption d’une approche technologiquement neutre dans la stratégie pour l’hydrogène, afin que toutes les technologies de l’hydrogène propre puissent être utilisées dans le cadre de la transition énergétique, incluant ainsi l’hydrogène renouvelable et l’hydrogène bas carbone[10].

 

Figure 1. Projet de l’Union Européenne à horizon 2050 pour l’hydrogène, Le plan de Bruxelles pour faire « décoller » l’hydrogène en Europe | Les Echos

 

On ignore si cette intervention de dernière minute s’est avérée déterminante. La stratégie pour l’hydrogène indique clairement que l’hydrogène renouvelable (le grand gagnant) a les faveurs de la Commission, déclarant que « [l]a priorité pour l’UE est le développement de l’hydrogène renouvelable », qui constituerait « l’option la plus compatible avec l’objectif à long terme de neutralité climatique et l’ambition zéro pollution de l’UE et la plus cohérente avec un système énergétique intégré ». Cependant, elle reconnaît que, « à court et à moyen terme », l’hydrogène bas carbone sera nécessaire, « principalement pour réduire rapidement les émissions des installations de production d’hydrogène existantes[11] et soutenir l’adoption, en parallèle et dans l’avenir, de l’hydrogène renouvelable », ne considérant ainsi l’hydrogène bas carbone que comme une solution transitoire (le grand perdant) (Lire : La compétitivité des hydrogènes gris, bleu et vert)

Le penchant de la stratégie pour l’hydrogène renouvelable est très clair. Elle n’anticipe en effet qu’entre 3 et 18 milliards d’euros d’investissements dans l’hydrogène bas carbone d’ici à 2050[12], contre un investissement total compris entre 180 et 470 milliards d’euros[13] pour la capacité de production d’hydrogène renouvelable. D’ici 2030, la stratégie estime qu’entre 24 et 42 milliards d’euros pourraient être investis dans les électrolyseurs[14], ainsi qu’un budget supplémentaire compris entre 220 et 340 milliards d’euros pour développer une capacité de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable comprise entre 80 et 120 gigawatts (GW), afin de les alimenter[15]. 65 milliards d’euros supplémentaires pourraient être investis dans le transport, la distribution et le stockage de l’hydrogène, et pour mettre en place des stations de ravitaillement en hydrogène pour les véhicules[16]. (Lire : L’automobile du futur : Les technologies énergétiques en compétition et Des véhicules hybrides à l’hydrogène).

La stratégie établit un objectif de 6 GW d’électrolyseurs d’ici 2024, 40 GW d’ici 2030 (avec 40 GW supplémentaires à importer de pays tiers[17]), et 500 GW d’ici 2050. Atteindre ces objectifs nécessiterait un effort important, étant donné qu’actuellement, la capacité de production des électrolyseurs en Europe est inférieure à 1 GW par an. De plus, le plus grand électrolyseur en cours de construction possède une capacité de 10 mégawatts (MW)[18], ce qui, comme précisé dans une précédente prise de position de l’OIES, signifie que 60 d’entre eux seraient nécessaires pour atteindre l’objectif de 6 GW d’ici 2024[19].

Ces chiffres témoignent d’un engagement très limité envers l’hydrogène bas carbone de la part de l’UE. Tandis que cette dernière prévoit un investissement pouvant atteindre 382 milliards d’euros pour l’hydrogène renouvelable dans les 10 prochaines années (les électrolyseurs, plus la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable), elle ne prévoit que 18 milliards d’euros pour l’hydrogène bas carbone d’ici 2050. (Soulignons que la chaîne d’approvisionnement en gaz naturel existe déjà, contrairement aux moyens de production et d’acheminement de l’électricité renouvelable.) Pourtant, l’UE prévoit que l’hydrogène renouvelable ne devienne compétitif en termes de coûts que progressivement, entre 2024 et 2030. Elle prévoit également que les volumes produits restent faibles d’ici à 2030, à savoir 10 millions de tonnes (Mt) par an[20], ou environ 334 térawatts-heures (TWh), ce qui équivaut à environ 32 milliards de mètres cubes (mmc) de gaz naturel. Cependant, cela suppose un facteur de charge très important de 95 % pour les 40 GW d’électrolyseurs. Un facteur de charge plus réaliste d’environ 45 % n’équivaudrait qu’à 160 TWh environ (15 mmc de gaz naturel), ce qui est à mettre en relation avec la demande en gaz naturel annuelle européenne, qui devrait alors s’élever à 400 mmc[21]. Ceci sous-entend que l’hydrogène bas carbone devrait progresser très rapidement durant la décennie 2020 pour atteindre les objectifs de décarbonation de l’UE sans recourir à l’électrification complète (si la décarbonation du méthane via une filière d’hydrogène bas carbone devait échouer)[22]. En promouvant l’hydrogène, l’UE a accepté que l’électrification complète soit plus coûteuse qu’une électrification « hybride » (utilisant un mélange d’électrification et de gaz) comme voie de décarbonisation à moindre coût, et qu’il est possible qu’elle ne soit techniquement pas réalisable. Pourtant, même si ces objectifs étaient atteints, ce qui est loin d’être assuré, il est évident que le rôle de l’hydrogène renouvelable dans le remplacement du méthane dans les bilans énergétiques de l’UE, d’ici à 2030, sera très limité.

Pourtant, malgré sa capacité très limitée à remplacer le méthane dans les bilans énergétiques de l’UE d’ici 2030, voire d’ici 2040, la stratégie envisage un important soutien réglementaire et financier pour l’hydrogène renouvelable. Dans le même temps, elle prévoit très peu d’investissements pour l’hydrogène bas carbone. Les « régimes de soutien direct transparents et fondés sur le marché » sont limités à l’hydrogène renouvelable[23]. La stratégie envisage d’autres instruments de soutien pour l’hydrogène bas carbone, comme les contrats d’écart compensatoire appliqués au carbone (« CCfD »). Cependant, le futur de ce dernier dépend de la manière dont ces instruments sont conçus, ainsi que du soutien apporté par les États membres. Les propositions de la stratégie en matière de soutien réglementaire et financier pour l’hydrogène renouvelable et bas carbone sont analysées ci-dessous.

2.2 Soutien réglementaire et financier de l’UE pour l’hydrogène : offre, demande et infrastructures

La stratégie pour l’hydrogène reconnaît que « [p]our mettre en place une économie de l’hydrogène en Europe, il faut adopter une approche couvrant la chaîne de valeur dans sa totalité », c’est-à-dire comprenant le développement parallèle de la production, de l’offre, de la demande et des infrastructures de fourniture de l’hydrogène. Elle envisage l’introduction d’instruments à l’échelle de l’UE afin de « concevoir un cadre d’action de soutien » qui refléterait les avantages de l’hydrogène en matière de réduction des émissions de carbone durant la phase de transition. La stratégie suggère ainsi que l’hydrogène renouvelable et l’hydrogène bas carbone pourraient (et devraient) tous deux en bénéficier. Les éléments essentiels du cadre d’action suggéré en lien avec ces deux types d’hydrogène sont analysés ci-dessous.

2.2.1 Terminologie et certification

Le cadre réglementaire suggéré par la stratégie inclurait « une terminologie exhaustive et des critères à l’échelle européenne pour la certification de l’hydrogène renouvelable et bas carbone »[24]. Ce cadre comprendrait également « un(e) seuil/norme commun(e) en matière de faible émission de carbone pour la promotion des installations de production d’hydrogène sur la base de leurs performances en matière d’émissions de gaz à effet de serre tout au long de leur cycle de vie ».

En ce qui concerne la terminologie, la stratégie présente un ensemble de définitions, dont :

  • l’« hydrogène électrolytique », produit par électrolyse de l’eau, quelle que soit l’origine de l’électricité. La quantité d’émissions de gaz à effet de serre (GES) sur la totalité du cycle de vie dépend du mode de production de l’électricité ;
  • l’« hydrogène renouvelable », produit par électrolyse de l’eau à partir d’électricité d’origine renouvelable, ou par conversion du biogaz ou de la biomasse. Il est également appelé « hydrogène propre » ;
  • l’« hydrogène d’origine fossile avec captage du carbone », dans lequel l’hydrogène est dérivé de combustibles fossiles (comme le charbon ou le gaz naturel), et dans lequel le CO2 est piégé par captage et stockage du carbone (CCS), ou sous forme de carbone solide, par pyrolyse. Il convient de tenir compte de l’efficacité variable des différents procédés de captage du carbone ;
  • l’« hydrogène bas carbone », englobant l’hydrogène d’origine fossile avec captage du carbone, ainsi que l’hydrogène électrolytique avec une « réduction significative » de la quantité d’émissions de GES via de l’électricité à faible teneur en carbone, comme l’électricité nucléaire ;
  • les « combustibles de synthèse dérivés de l’hydrogène », tels que le kérosène ou le gazole. Cependant, pour que le combustible de synthèse soit considéré comme renouvelable, la composante « hydrogène » du gaz de synthèse doit être renouvelable.

Cette terminologie est utile, car elle définit clairement les différents types d’hydrogène. C’est un élément important pour créer un vocabulaire commun autour de la décarbonation dans l’UE, et réduire la confusion actuelle résultant de l’utilisation d’un code couleur (hydrogène bleu, vert, turquoise, etc.)[25]. En liant les définitions à l’empreinte carbone de l’hydrogène, la terminologie garantit que, plutôt que la méthode de production, c’est la durabilité qui est importante. Elle contribue ainsi aux aspirations de neutralité technologique du pacte vert. Elle étaye également la reconnaissance du rôle que peut jouer l’hydrogène produit à partir de gaz naturel. Cependant, la confusion est toujours possible. Par exemple, l’électrolyse utilisant l’électricité d’origine nucléaire n’émet pas de GES, mais elle ne sera pas considérée comme renouvelable selon les définitions et, de ce fait, ne sera pas éligible aux aides dont bénéficiera l’hydrogène renouvelable. Par ailleurs, le soutien à l’hydrogène bas carbone permettra de soutenir l’électrolyse faisant appel à de l’électricité dont la production émet des GES. Cela pourrait s’avérer contre-productif, car les émissions de GES résultant de la production d’électricité seraient amplifiées par les pertes résultant de l’électrolyse. Par ailleurs, la demande en électrolyse accroitrait l’utilisation d’électricité produite à partir de combustibles fossiles dans l’UE, jusqu’à ce que suffisamment d’électricité soit produite à partir de sources d’énergie renouvelable ou nucléaire pour couvrir toute la demande.

L’UE prévoit de développer d’ici juin 2021 des propositions de certification, qui incluraient des critères à l’échelle européenne pour l’hydrogène renouvelable et l’hydrogène bas carbone.

2.2.2 Sélection de projets et instruments de financement

La stratégie pour l’hydrogène indique que l’alliance européenne pour un hydrogène propre, créée dans le cadre de la nouvelle stratégie industrielle pour l’UE, « jouera un rôle crucial en facilitant et en mettant en œuvre les actions » de la stratégie pour l’hydrogène, et en « soutenant les investissements destinés à accroître la production et la demande d’hydrogène renouvelable et bas carbone »[26] (figure 2). L’alliance recensera « les projets d’investissement viables » pour faciliter la coordination des investissements tout au long de la chaîne de valeur de l’hydrogène, ainsi que la coopération entre les parties prenantes privées et publiques, avec l’aide d’un soutien public et en attirant l’investissement privé. La stratégie ne précise pas les critères de sélection des projets. La Commission « assurera […] le suivi » des recommandations formulées par le forum stratégique pour les projets importants d’intérêt européen commun (PIIEC)[27], qui « contribuera à un démarrage rapide des activités » de l’alliance européenne pour un hydrogène propre. Cela « facilitera […] la coopération pour une série de grands projets d’investissement, notamment des projets PIIEC ». Le statut de PIIEC permet aux projets de s’assurer des aides d’État compatibles avec l’acquis du marché intérieur[28]. Selon la stratégie, ces aides d’État seraient utilisées « en faveur de grands projets transfrontaliers […] pour l’hydrogène et les carburants dérivés de l’hydrogène ». Le programme d’investissement de l’alliance européenne pour un hydrogène propre devrait être prêt d’ici fin 2020.

 

Figure 2. Exemple de structuration de projets d’hydrogène propre, source : L’Alliance européenne pour l’hydrogène propre : horizon 2050 – GEM ONU

 

Parmi les autres mécanismes de financement de l’UE auxquels les projets relatifs à l’hydrogène renouvelable et/ou bas carbone seraient éligibles, on peut citer :

  • le programme InvestEU, qui mobilise des investissements publics et privés dans différents domaines (y compris les infrastructures durables), en utilisant la garantie budgétaire de l’UE[29],
  • le Fonds européen de développement régional[30],
  • le Fonds de cohésion[31],
  • le mécanisme pour une transition juste[32] (pour les régions à forte intensité de carbone),
  • le mécanisme pour l’interconnexion en Europe[33] (MIE), et
  • le mécanisme pour l’interconnexion en Europe — Transports[34] (MIE-T).

La stratégie mentionne également que la nouvelle stratégie en matière de finance durable[35] et la taxonomie sur la finance durable[36] seront utilisées pour orienter les investissements du secteur privé vers des projets relatifs à l’hydrogène.

La pléthore de mécanismes de soutien est la bienvenue, mais soulève le problème de la redondance bureaucratique et de la confusion pour les investisseurs à la recherche de soutien. Il existe un risque que différents programmes, avec différents critères, conduisent à un usage inefficace de fonds limités si, par exemple, les projets relatifs à l’hydrogène les plus prometteurs ne sont pas éligibles à un soutien dans un programme disposant de fonds excédentaires. Il sera aussi difficile de réviser et d’élaborer des critères d’investissements coordonnés entre les différents mécanismes de financement afin d’assurer que l’hydrogène reçoive suffisamment de fonds. Ce sera particulièrement le cas lorsque l’hydrogène sera mis en concurrence avec d’autres priorités politiques pour l’obtention de fonds.

2.2.3 Encourager l’offre et la demande d’hydrogène

La stratégie stipule que c’est sur la création de mesures d’incitations pour l’offre et la demande d’hydrogène que l’accent doit être mis. L’un des principaux obstacles est « l’écart de coûts » entre, d’une part, l’hydrogène renouvelable et bas carbone et, d’autre part, l’hydrogène actuel, obtenu à partir de combustibles fossiles sans captage de carbone, ou le gaz naturel. Les chiffres fournis par l’UE illustrent cet écart (tableau 1).

Tableau 1 : estimations de l’UE pour les coûts actuels de production de l’hydrogène

Coûts de production €/kg €/MWh
Hydrogène d’origine fossile 1,5 44,9
Hydrogène bas carbone 2,0 59,9
Hydrogène propre 2,5 – 5,5 74,9 – 164,7
Prix du gaz naturel TTF 11,0

Source : stratégie de l’UE pour l’hydrogène, TTF Gas Year 20, 30 juillet 2020, et ICIS Gas in Focus, 31 juillet 2020.

L’hydrogène renouvelable est considérablement plus cher que l’hydrogène bas carbone, et tous deux sont bien plus chers que les prix actuels du gaz naturel. L’UE prévoit que, d’ici 2030, l’hydrogène renouvelable devienne progressivement compétitif en termes de coûts par rapport à l’hydrogène bas carbone. Toutefois, cette compétitivité dépendra non seulement des coûts d’investissement des électrolyseurs, mais aussi de leur facteur de charge (c’est-à-dire de la disponibilité d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelable), et du coût de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelable. L’UE prévoit qu’à hauteur d’un quart de cette électricité soit utilisée pour l’électrolyse d’ici 2050. Cela implique une augmentation importante de sa production, afin de répondre à la demande croissante due à l’électrification de l’économie et à la demande en électrolyse. Par ailleurs, les coûts de la production d’hydrogène indiqués ne comprennent ni le coût des infrastructures de transport ni le coût du passage à l’hydrogène pour les consommateurs.

L’incertitude quant à l’offre et la demande fait qu’il est difficile pour les producteurs comme pour les consommateurs de s’engager en faveur de l’hydrogène. À cause de l’écart de coûts, il est peu probable que les consommateurs passent à l’hydrogène, ou que les producteurs d’énergie commencent à produire de l’hydrogène, sans qu’il n’y ait de soutien financier, d’obligation d’utiliser l’hydrogène, ou une combinaison des deux. La stratégie indique que les régimes de soutien « seront probablement nécessaires pendant un certain temps » afin de développer l’hydrogène renouvelable et l’hydrogène bas carbone (tout en ajoutant que ces régimes doivent respecter les règles de la concurrence). Elle émet également un certain nombre de propositions pour stimuler l’offre et la demande.

Élaboration de règles appropriées en matière d’aides d’État

L’hydrogène renouvelable et l’hydrogène bas carbone pourraient tous deux bénéficier d’aides d’État, lorsque les États membres seraient disposés à fournir ce soutien. Une majorité d’États membres sont favorables à l’hydrogène renouvelable. En ce qui concerne l’hydrogène bas carbone (et plus particulièrement le reformage du méthane avec CCS), certains États membres (comme les Pays-Bas) ont une attitude beaucoup plus positive à son égard que d’autres (comme l’Allemagne). Plusieurs pays ne faisant pas partie de l’UE, mais liés à l’UE par les infrastructures gazières existantes, sont favorables à l’hydrogène bas carbone. C’est le cas de la Norvège, en particulier, mais aussi du Royaume-Uni. Les choix politiques de ces pays pourraient donc avoir un impact significatif sur le marché européen de l’hydrogène.

Contrats d’écart compensatoire appliqués au carbone (« CCfD ») à visée régulatoire

La stratégie propose des appels d’offres pour des contrats d’écart compensatoire appliqués au carbone (« CCfD »). Elle indique qu’un prix du CO2 compris entre 55 et 90 euros par tonne serait nécessaire pour rendre l’hydrogène bas carbone compétitif face à l’hydrogène obtenu à partir de combustibles fossiles. (Pour que l’hydrogène renouvelable ou l’hydrogène bas carbone soient compétitifs avec le gaz naturel, le prix du CO2 serait, par conséquent, bien plus élevé.) Le prix actuel du système d’échange de quotas d’émission de l’UE (SEQE) est d’environ 25 euros par tonne. Un CCfD serait « un contrat à long terme […] avec une contrepartie publique » qui « rémunérerait l’investisseur en payant la différence entre le prix d’exercice du CO2 et le prix réel du CO2 dans le SEQE », comblant ainsi l’écart de coûts et fournissant « un soutien initial en faveur d’un déploiement précoce ». Comme l’hydrogène bas carbone est considérablement moins cher que l’hydrogène renouvelable, il pourrait être le principal bénéficiaire du projet de CCfD, jusqu’à ce que le coût de l’hydrogène renouvelable baisse de manière significative, ou que les prix du SEQE dépassent le prix d’exercice. (La stratégie ne précise pas quelle entité agirait en tant que contrepartie publique des CCfD, mais on peut supposer qu’il s’agirait d’une entité étatique, ou soutenue par l’État.) La stratégie n’indique pas le coût d’un tel soutien. La production actuelle d’hydrogène dans l’UE émettant entre 70 et 100 Mt de CO2 chaque année[37], si l’on considère les prix d’exercice et du SEQE cités ci-dessus, le coût pourrait représenter entre 2,1 milliards et 6,5 milliards d’euros par an rien que pour décarboner la production d’hydrogène actuelle de l’UE. Le coût réel sera plus élevé, car les secteurs à risque de fuite de carbone, tels que la production actuelle d’hydrogène et la sidérurgie, bénéficient de l’allocation de quotas à titre gratuit dans le cadre du SEQE. (Voir « Révision du SEQE » ci-dessous.)

Selon l’UE, les CCfD pourraient favoriser le remplacement de l’hydrogène d’origine fossile dans les secteurs de l’acier bas carbone et des produits chimiques, ainsi que le déploiement de l’hydrogène dans les secteurs maritime et aérien[38]. Ainsi, l’instrument des CCfD pourrait aider à équiper les installations de production de combustibles fossiles existantes de systèmes de captage et stockage du carbone (CCS), et à soutenir les pôles industriels dans lesquels la demande en hydrogène est susceptible de se développer en premier. La stratégie stipule en particulier que l’instrument des CCfD pourrait être mis en œuvre « au niveau de l’UE ou au niveau national », avec le soutien potentiel du Fonds pour l’innovation du SEQE[39]. Il convient d’évaluer la proportionnalité de ces mesures ainsi que leur impact sur le marché, afin de veiller à ce qu’elles soient conformes aux lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie[40].

Révision du SEQE

Bien que bienvenus, les CCfD ne sont utiles que dans les secteurs où le SEQE est appliqué. L’utilité de l’approche des CCfD dépend donc en partie de la conception du SEQE[41].

Seuls 45 % des émissions de GES de l’UE sont couverts par le SEQE, et un certain nombre d’industries bénéficient d’allocation de quotas à titre gratuit en raison des risques de fuites de carbone[42]. Tandis que la majeure partie de l’hydrogène d’origine fossile produit dans l’UE est couverte par le SEQE, les secteurs concernés, à savoir les raffineries et la fabrication d’engrais, bénéficient de l’allocation de quotas à titre gratuit à hauteur de 100 % des niveaux de référence. L’application de CCfD à ces secteurs représenterait donc une subvention supplémentaire, mais aurait au moins l’avantage de réduire les émissions de GES. L’UE est en train de réviser le SEQE pour la phase 4, qui couvre la période de 2021 à 2030, y compris l’éligibilité à l’allocation de quotas à titre gratuit. L’UE envisage également une taxe d’ajustement carbone aux frontières pour répondre au problème des fuites de carbone. La Commission a déclaré que, dans le cadre de la prochaine révision du SEQE, elle « pourrait examiner les moyens d’encourager davantage la production d’hydrogène renouvelable et bas carbone ».

Une extension supplémentaire du SEQE pour couvrir les secteurs qui ne sont pas encore couverts (ce qui comprend les secteurs du transport et du bâtiment) créerait un meilleur cadre pour promouvoir l’hydrogène par le biais des CCfD. Cela inciterait davantage les secteurs d’utilisation finale à décarboner, et donc à utiliser l’hydrogène lorsque cela est économique. Toutefois, une telle extension n’est pas prévue pour la révision en vue de la phase 4.

Régimes de soutien direct

Seul l’hydrogène renouvelable serait éligible aux régimes de soutien direct. L’allocation de ces régimes se ferait par voie d’appels d’offres concurrentiels, coordonnés « au sein d’un marché de l’hydrogène et de l’électricité transparent, efficace et concurrentiel, offrant des signaux de prix qui récompensent les électrolyseurs pour les services qu’ils fournissent au système énergétique », comme les services de flexibilité ou « la réduction de la charge liée aux incitations en faveur des renouvelables ». Aucun détail supplémentaire n’est précisé sur la manière dont ces régimes seraient structurés, sur le niveau de soutien financier, ou sur les critères d’éligibilité. Le lien avec les marchés de l’électricité nécessitera une bonne conception des mécanismes pour éviter des conséquences imprévues et assurer la compatibilité avec les règles en matière d’aides d’État[43]. Bien que la stratégie ne précise pas les sources de financement des régimes de soutien direct, on peut supposer qu’il proviendra de l’éventail d’instruments de financement de l’UE énumérés ci-dessus, probablement en combinaison avec le soutien gouvernemental des États membres.

Stimuler la demande dans les secteurs d’utilisation finale

La stratégie identifie deux principaux marchés pilotes pour stimuler la demande, ceux des applications industrielles et de la mobilité. (Lire : les usages prospectifs de l’hydrogène). Elle reste cependant vague sur la manière dont cette stimulation sera réalisée. Elle relève que des mesures de soutien de la demande seront nécessaires, et stipule que la Commission « examinera » différentes mesures incitatives envisageables au niveau de l’UE, notamment des quotas d’hydrogène renouvelable dans certains secteurs d’utilisation finale. Cela inclut la possibilité d’un mélange virtuel dans lequel les utilisateurs pourront bénéficier de la part globale d’hydrogène dans le bouquet énergétique, même s’ils ne l’utilisent pas directement eux-mêmes.

La question de l’utilisation de l’hydrogène dans les transports sera abordée dans le cadre de la stratégie de mobilité durable et intelligente, prévue avant la fin de 2020. En plus d’envisager son utilisation dans les trains à hydrogène, les poids lourds et dans le domaine maritime, la stratégie mentionne son utilisation dans les flottes commerciales, comme les taxis. Cela semble étrange étant donné que les véhicules électriques à batterie sont considérés comme plus rentables pour les véhicules légers de transport de passagers.

2.2.4 Le développement d’une infrastructure d’hydrogène

La stratégie comporte plusieurs dispositions permettant aux réseaux de recevoir un soutien réglementaire et financier, et qui pourraient bénéficier tant à l’hydrogène renouvelable qu’à l’hydrogène bas carbone, telles que : le statut Projet d’intérêt commun (PIC)[44], l’instrument d’aide d’État PIIEC, ainsi que des exonérations et l’application aux réseaux d’hydrogène de règles en vigueur pour les réseaux fermés de distribution et les lignes directes (voir la Directive sur le gaz).

La stratégie indique que les besoins en matière d’infrastructures dépendront de la configuration de la production et de la demande d’hydrogène ainsi que des coûts de transport, et qu’ils seront liés aux différentes phases du développement de la production d’hydrogène. Néanmoins, les trois phases mentionnées dans la stratégie (2020-2024, 2025-2030 et 2031-2050) sont centrées sur le développement de l’hydrogène renouvelable, avec une capacité d’électrolyseur de 6 GW en 2024, puis de 40 GW d’ici 2030, et enfin de 500 GW en 2050.[45] Par conséquent, lorsque la stratégie envisage les besoins d’infrastructure, que ce soit pour le gaz ou l’électricité, et que le transport repose ou non sur le réseau, c’est principalement en lien avec l’hydrogène renouvelable. Elle reconnaît que « des infrastructures favorisant le captage, l’utilisation et le stockage du carbone peuvent être nécessaires pour produire de l’hydrogène bas carbone ». Cependant, un manque de clarté persiste pour l’hydrogène bas carbone, au-delà de l’installation de nouveaux équipements sur les installations de production d’hydrogène fort en carbone, et les besoins en infrastructures qui pourraient survenir si l’hydrogène bas en carbone se développait à grande échelle ne semblent pas être pris en considération.

Lors de la première phase (2020-2024), « les besoins en infrastructures de transport de l’hydrogène resteront limités », car la demande sera initialement satisfaite par l’hydrogène produit à proximité ou sur site (à partir de sources d’énergie renouvelables locales ou de méthane) dans des pôles industriels et des zones côtières grâce aux connexions existantes. Remplacer l’hydrogène d’origine fossile par de l’hydrogène bas carbone grâce à des dispositifs de CCS nécessiterait de construire des gazoducs et de stocker du CO2. L’emplacement et la longueur de ces gazoducs dépendraient de l’emplacement des installations de stockage du CO2 capté, à son tour déterminé par des critères géologiques et par l’opinion publique. Le CO2 peut être stocké dans différents types de formations géologiques, mais de nombreux pays, comme l’Allemagne, connaissent une opposition au stockage terrestre qu’il a été impossible de dépasser en dépit de l’absence de preuves scientifiques corroborant cette opposition. De ce fait, le stockage sous-marin est l’unique option envisageable, ce qui rend le transport par gazoducs sous-marins indispensable[46].

Selon la stratégie, il y a aussi lieu de commencer à planifier « des infrastructures [de transport] centrales et pour des distances moyennes » lors de la première phase[47], en mettant l’accent sur l’élaboration « d’un cadre réglementaire favorisant un marché de l’hydrogène liquide et performant ».

La stratégie suggère que les règles en vigueur concernant les réseaux fermés de distribution, les lignes directes ou les exonérations sur les marchés du gaz et de l’électricité « peuvent fournir des orientations » pour la réglementation des infrastructures d’hydrogène au cours de la première phase. Ces règles permettent d’éviter aux infrastructures visées une partie des contraintes réglementaires, telles que la dissociation des structures de propriété ou l’accès réglementé des tiers au réseau. Ce type de mécanismes a été utilisé dans des cas où la réglementation n’aurait pas été appropriée ou pour favoriser des investissements qui auraient, autrement, été trop risqués [48]. Il est donc bienvenu que la Commission en reconnaisse la pertinence.

La stratégie prévoit, lors de la deuxième phase (2025-2030), de continuer à « équiper les installations existantes de production d’hydrogène d’origine fossile de systèmes de captage du carbone ». Ainsi durant cette période, « il deviendra nécessaire de mettre en place une infrastructure logistique à l’échelle de l’UE », en s’appuyant sur les infrastructures nationales et régionales développées au cours de la première phase. Elle souligne également que des réseaux d’hydrogène devraient apparaître au niveau local pour répondre à une hausse de la demande industrielle. Ensuite, la demande augmentant, il faudra optimiser la production, l’utilisation et le transport de l’hydrogène, et donc prévoir des transports à plus longue distance pour garantir l’efficacité de l’ensemble du système.

Les principaux instruments réglementaires envisagés pour cette deuxième phase sont les suivants :

  • le réexamen du règlement sur le réseau transeuropéen d’énergie (RTE-E) ;[49]
  • la mise en place de normes de qualité communes pour l’hydrogène et/ou de règles opérationnelles transfrontalières afin de garantir l’interopérabilité des marchés de l’hydrogène pur ;
  • le réexamen de la directive sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs et la révision du règlement sur le réseau de transeuropéen de transport (RTE-T) avec l’objectif de répondre à la demande de transport grâce à un réseau de stations de ravitaillement ; et
  • le réexamen de la législation relative au marché intérieur du gaz en vue de marchés concurrentiels du gaz décarboné[50].

Avec une baisse de la demande en gaz naturel prévue après 2030[51], certaines parties de l’infrastructure gazière européenne existante pourraient être réaffectées pour permettre le transport transfrontalier à grande échelle d’hydrogène. D’après la stratégie, cela « pourra offrir l’occasion » d’une transition énergétique rentable. En effet, les gazoducs réaffectés sont souvent « déjà largement amortis », même si de nouvelles infrastructures « relativement limitée[s] » seraient nécessaires[52].

La révision du règlement RTE-E semble être l’un des principaux piliers à la création d’un cadre réglementaire pour l’infrastructure d’hydrogène. Une consultation publique a eu lieu du 18 mai au 13 juillet 2020, et la révision du règlement est prévue pour le dernier trimestre 2020. Ce réexamen vise, entre autres, à garantir l’éligibilité des projets d’infrastructure d’hydrogène au statut de projet d’intérêt commun (PIC), les rendant alors candidats au financement du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE)[53]. La Commission a proposé que le budget total du MIE se monte à 31,7 milliards d’euros pour la période 2021-2027. Sur cette somme, 7,7 milliards d’euros seront dédiés aux infrastructures d’énergie, en mettant l’accent sur « les projets transfrontaliers d’énergie renouvelable, l’interopérabilité des réseaux et une meilleure intégration du marché intérieur de l’énergie. » Le règlement RTE-E révisé doit également permettre d’équiper les infrastructures gazières (de méthane) existantes ainsi que la construction de nouvelles infrastructures, principalement pour le transport d’hydrogène renouvelable[54]. Il semblerait que les projets d’hydrogène bas carbone seraient aussi éligibles, mais qu’ils ne représenteraient qu’une faible part des projets retenus (par exemple des projets de démonstration).

Ce réexamen doit par ailleurs renforcer les critères de durabilité dans le procédé de sélection des PIC (actuellement, la durabilité n’est pas un critère obligatoire, mais seulement un parmi une liste de critères au choix), et mettre l’accent sur les projets transfrontaliers à grande échelle. Il doit également veiller à ce que l’hydrogène soit « pleinement intégré » dans les processus de planification des infrastructures, notamment par des modifications dans le processus d’élaboration des plans décennaux de développement du réseau (Ten Year Network Development Plans, TYNDP). (Notamment, l’agence de coopération des régulateurs de l’énergie [ACER] et le Conseil des régulateurs européens de l’énergie [CEER] ont demandé, dans une prise de position commune relative à ce réexamen, que davantage de pouvoirs soient conférés à l’ACER, dont le droit d’émettre des demandes de changements contraignants pour les ébauches de TYNDP, afin de garantir le développement coordonné des réseaux d’hydrogène en parallèle des réseaux de gaz et d’électricité[55].)

Mélange

La stratégie reconnaît que le transport d’un mélange de méthane et d’hydrogène dans le réseau existant de gaz naturel « peut permettre, dans une phase de transition, la production décentralisée d’hydrogène renouvelable dans des réseaux locaux ». Mais elle est défavorable à son transport transfrontalier. Elle déclare que ce mélange est « moins efficace et réduit la valeur de l’hydrogène » et qu’il « modifie […] la qualité du gaz ». Il peut donc affecter la conception de l’infrastructure gazière, les applications finales et l’interopérabilité transfrontalière des systèmes. La stratégie s’inquiète également des risques de « fragmenter » le marché intérieur si des États membres voisins acceptent des niveaux de mélanges différents, entravant ainsi les flux transfrontaliers. Elle souligne le besoin de mettre à jour les normes actuelles de qualité du gaz[56], et propose d’évaluer s’il est techniquement faisable d’ajuster la qualité du gaz et d’estimer le coût à prévoir pour gérer les différences de qualité. Elle constate également que les règles actuelles sur l’interopérabilité doivent être révisées afin d’assurer une coordination transfrontalière et l’interopérabilité des systèmes entre les États membres.

 

3. La stratégie de l’UE pour l’intégration du système énergétique

La stratégie de l’UE pour l’intégration du système énergétique vise à « alimenter en énergie une économie neutre pour le climat » et définit une vision « sur la manière d’accélérer la transition afin de parvenir à un système énergétique plus intégré » qui soutienne « une économie neutre pour le climat au moindre coût ». Cette intégration est définie comme « la planification et le fonctionnement coordonnés du système énergétique “comme un tout”, tous vecteurs énergétiques, infrastructures et secteurs de consommation confondus ». Elle repose sur trois « concepts complémentaires qui se renforcent mutuellement » :

  • un système énergétique plus circulaire, « centré sur l’efficacité énergétique » avec une meilleure utilisation des déchets à des fins énergétiques et des synergies entre différents secteurs ;
  • une électrification accrue des secteurs d’utilisation finale basée sur une production d’électricité renouvelable ;
  • « l’utilisation de carburants renouvelables et de carburants à faible intensité de carbone, y compris l’hydrogène, pour des applications finales dans lesquelles le chauffage direct ou l’électrification ne sont pas possibles, ne sont pas efficients ou entraînent des coûts plus élevés. »

La reconnaissance officielle par la Commission européenne des défis liés à une solution tout-électrique pour décarboner l’économie de l’UE, qui dépend du gaz naturel pour environ un quart de ses ressources énergétiques, est une avancée significative. Ce sujet fait débat depuis plusieurs années et beaucoup d’études ont démontré que la décarbonation peut être obtenue à moindre coût en utilisant l’hydrogène, dont celui issu de gaz naturel[57].

Selon cette stratégie, l’hydrogène a de nombreux avantages et peut servir :

  • comme carburant dans certains secteurs de transport tels que le transport routier lourd, le transport ferroviaire non électrifié, les flottes captives de bus, le transport maritime et sur les voies navigables intérieures ;
  • comme combustible ou matière première dans certains procédés industriels tels que la sidérurgie, le secteur du raffinage ou l’industrie chimique, y compris pour la production d’« engrais verts » ;
  • comme composant pour les combustibles de synthèse tels que le kérosène, par mélange d’hydrogène et de dioxyde de carbone, contribuant ainsi à la décarbonation de l’aviation où la densité énergétique et le poids des combustibles sont des problèmes majeurs. (Le dioxyde de carbone devrait provenir de l’atmosphère ou de la biomasse pour que ces combustibles soient neutres en carbone.)

En plus de sa fonction de combustible dans les secteurs difficiles à décarboner, la stratégie lui attribue un « rôle nodal » important dans le système énergétique intégré. L’hydrogène produit par électrolyse en utilisant de l’électricité d’origine renouvelable « peut contribuer à intégrer de grandes parts de la production provenant de sources variables d’énergies renouvelables, en délestant les réseaux électriques lorsque l’offre est abondante, et en fournissant un stockage à long terme au système énergétique. » (Lire : Les couplages intersectoriels « Power to Gas » et « Power to Heat » : quel rôle dans la transition énergétique ? 1e partie et 2e partie).

La stratégie pour l’intégration du système énergétique souligne également l’importance du captage et stockage du carbone (CCS) pour soutenir une décarbonation en profondeur. Le CCS est essentiel pour la production d’un hydrogène bas en carbone à partir de gaz naturel par reformage du méthane, ou, le cas échéant, pour continuer à utiliser du gaz naturel comme combustible, car il permet de capter les émissions de CO2. Cependant cette stratégie se focalise principalement sur le potentiel qu’a le CCS de contribuer à résoudre le problème des émissions difficiles à réduire dans certains procédés industriels, mais aussi de capter le dioxyde de carbone de la biomasse ou de l’air pour créer des combustibles de synthèse à partir de mélange d’hydrogène et de CO2. Elle note que les oppositions politiques dans certains pays, ainsi que les coûts d’investissement et d’exploitation élevés ralentissent l’adoption du CCS en Europe. (Lire : Captage et stockage du carbone)

Voici les prochaines phases pertinentes pour l’hydrogène proposées dans cette stratégie (entre parenthèses : dates prévisionnelles de publication des propositions) :

  • proposer une terminologie exhaustive pour tous les combustibles renouvelables et à faible intensité de carbone et un système européen de certification de ces combustibles fondé sur la réduction des émissions de GES sur la totalité du cycle de vie, en s’appuyant sur les dispositions existantes, notamment celles figurant dans la directive sur les énergies renouvelables (juin 2021) ;
  • envisager des mesures supplémentaires pour soutenir les combustibles renouvelables et à faible intensité de carbone, dont des quotas dans certains secteurs d’utilisation finale comme les transports aériens et maritimes (2020 et 2021) ;
  • promouvoir le financement de « projets phares de pôles industriels intégrés neutres en carbone produisant et consommant des combustibles renouvelables et à faible intensité de carbone » (à partir de 2021) ;
  • « [s]timuler une production inédite d’engrais à partir d’hydrogène renouvelable » (à partir de 2021) ;
  • démontrer le captage du carbone et le porter à une plus grande échelle dans la production de combustibles de synthèse (à partir de 2021).

Conformément à son objectif clé d’améliorer l’intégration des différents secteurs énergétiques, la stratégie pour l’intégration du système énergétique note qu’il est nécessaire de mettre à jour la réglementation des marchés de l’électricité et du gaz afin de les adapter à la décarbonation. La stratégie constate que le paquet « une énergie propre pour tous les Européens »[58] a « déjà jeté les bases » pour intégrer les énergies renouvelables, mais doit maintenant être pleinement mis en œuvre. Elle relève le problème que les taxes sont plus élevées pour l’électricité que pour le charbon, le gaz ou le pétrole dans de nombreux États membres, et que les prélèvements sur l’électricité pour financer les énergies renouvelables ont augmenté.

Selon la stratégie, il faut également « réexaminer » le cadre réglementaire du marché du gaz afin de faciliter le recours aux gaz d’origine renouvelable et garantir « l’émergence dans l’UE d’un marché intérieur du gaz caractérisé par son intégration, sa liquidité et son interopérabilité ». Les problèmes identifiés sont les suivants :

  • la connexion à l’infrastructure et l’accès au marché pour la production distribuée de gaz d’origine renouvelable ;
  • le changement de la qualité du gaz en raison d’une diversification des sources d’approvisionnement et de l’injection de gaz d’origine renouvelable (par exemple hydrogène) dans les réseaux. L’UE souhaite éviter que cela n’entraîne une segmentation du marché et des restrictions des échanges, ce qui nécessite de déterminer comment garantir l’interopérabilité des systèmes gaziers ainsi que la circulation par-delà les frontières des États membres.

Voici quelques-unes des actions proposées qui ont un impact sur les marchés de l’énergie, et donc de l’hydrogène (entre parenthèses : dates prévisionnelles de publication des propositions) :

  • veiller à ce que les règles relatives aux aides d’État (actuellement en révision) favorisent une décarbonation de l’économie qui soit efficace sur le plan des coûts (d’ici à 2021) ;
  • fournir des signaux plus cohérents en matière de prix du carbone dans l’ensemble des secteurs de l’énergie au moyen d’« une possible proposition visant à étendre le SEQE à de nouveaux secteurs » (d’ici juin 2021) ;
  • publier des orientations à l’intention des États membres « pour remédier au problème des redevances et prélèvements élevés appliqués à l’électricité et pour assurer la cohérence des composantes non énergétiques des prix entre les différents vecteurs énergétiques » (d’ici à 2021) ;
  • aligner la taxation des produits énergétiques et de l’électricité sur les politiques climatiques et garantir « une taxation harmonisée du stockage comme de la production d’hydrogène, en évitant une double imposition » par révision de la directive sur la taxation de l’énergie.[59]

La stratégie pour l’hydrogène peut être vue comme un outil permettant l’intégration du système énergétique. Mais il est clair que de nombreuses autres politiques proposées affecteront l’adoption de l’hydrogène et l’évolution des marchés du gaz de l’UE. Étant donné que tous les domaines d’actions suggérés sont complexes et parfois controversés (par exemple les règles en matière d’aides d’État ou les taxes), la stratégie pour l’intégration du système énergétique implique un travail réglementaire ambitieux. Développer ces domaines de manière indépendante sera difficile, et garantir une coordination entre les différentes initiatives le sera encore plus. Le temps pour convenir des détails est compté, et le sera encore plus lorsqu’il s’agira de les concrétiser.

 

4. La stratégie industrielle pour l’UE

La stratégie industrielle pour l’UE (figure 3) couvre plus de domaines que celle pour l’hydrogène ou celle pour l’intégration du système énergétique, mais la décarbonation en reste un élément majeur. Cette stratégie montre que tous les secteurs industriels, et pas uniquement ceux à forte intensité énergétique, auront un rôle à jouer. Elle souligne qu’en plus d’avoir un rôle de premier plan à jouer dans l’approvisionnement en énergie propre et abordable, l’industrie européenne a l’opportunité de devenir un chef de file mondial pour les technologies propres.

 

Figure 3. Stratégie industrielle pour l’UE, 2020, source : L’Alliance européenne pour l’hydrogène propre : horizon 2050 – GEM ONU

 

Les éléments pertinents pour les marchés européens de l’hydrogène et du gaz sont, entre autres, les suivants :

  • le soutien de la mise au point de technologies de pointe dans le domaine de l’acier propre qui conduiront à un processus d’élaboration d’un acier « zéro carbone ». Cela pourrait inclure l’utilisation d’hydrogène comme agent réducteur du minerai de fer à la place du coke[60];
  • « une approche plus stratégique à l’égard des industries des énergies renouvelables » et des chaînes d’approvisionnements qui les soutiennent ;
  • un accent sur une mobilité durable, dont les secteurs automobile, ferroviaire, aérospatial et de la construction navale ;
  • la proposition d’un mécanisme d’ajustement carbone aux frontières en 2021 afin de réduire le risque de fuite de carbone.

Comme pour la stratégie pour l’intégration du système énergétique et la stratégie pour l’hydrogène, développer des règles détaillées tout en garantissant une coordination et une cohérence entre les différentes initiatives sera difficile.

 

5. Le développement d’un marché de l’hydrogène dans l’UE : une révolution ou une évolution réglementaire ?[61]

La stratégie pour l’hydrogène reconnaît implicitement que les défis réglementaires auxquels est confronté le développement d’un marché de l’hydrogène sont très différents de ceux pour la libéralisation des marchés de gaz naturel, en particulier en raison de la nécessité de développer toute une chaîne de valeur d’offre, de demande et d’infrastructure.[62] Le marché de l’hydrogène, actuellement très petit, n’est pas réglementé. Bien que la stratégie pour l’hydrogène, la stratégie industrielle et la stratégie pour l’intégration du système énergétique aient toutes fait des propositions afin d’aider son expansion, peu de détails sur le fonctionnement des mécanismes ont été présentés. Par ailleurs, la stratégie pour l’hydrogène ignore d’importants problèmes qui affecteront le développement d’un marché européen de l’hydrogène.

Ce soutien ferme pour le développement d’un marché de l’hydrogène offre aux parties prenantes une idée précise des objectifs de la Commission européenne pour l’hydrogène. L’image qui caractérise sa forte ambition : un marché commercial liquide avec l’accès de tiers à des infrastructures développées à l’échelle européenne. Des aides à l’investissement aux mécanismes de marché, les différents mécanismes proposés pour stimuler l’offre et la demande devraient donner à la Commission et aux États membres les outils nécessaires pour permettre au marché de s’agrandir. De plus, bien que la Commission européenne montre une préférence nette pour l’hydrogène renouvelable, elle n’exclut pas pour autant l’hydrogène bas carbone venant de sources différentes. L’utilisation de critères de certification, ainsi que du SEQE et d’autres mécanismes de tarification du carbone, faciliteront la concurrence entre les différents types d’hydrogène en fonction de leur prix et de leur empreinte carbone. Cela devrait aider à atteindre l’objectif d’« une économie neutre pour le climat au moindre coût » de la stratégie pour l’intégration du système énergétique. Reconnaître qu’un système d’exonérations peut être utile au développement d’infrastructures lors des premières phases est également bon.

Malgré ces avancées positives, la stratégie pour l’hydrogène ne fournit pas la feuille de route réglementaire requise pour s’assurer que sa vision devienne réalité. Le présent article affirme que les trois domaines clés ci-dessous doivent être examinés.

5.1 La coordination du développement de l’offre, de la demande et de l’infrastructure

La stratégie pour l’hydrogène constate à juste titre que la disponibilité d’infrastructures permettant de relier l’offre et la demande est « une condition préalable à l’utilisation généralisée de l’hydrogène ». Mais le contraire est également vrai, à savoir qu’une quantité d’hydrogène suffisante est primordiale pour investir dans de nouveaux réseaux de transmission, ainsi que pour entretenir et équiper les réseaux existants. Les différents outils et mécanismes de financements proposés par la stratégie risquent de créer un manque de coordination, tant au sein de chaque segment de la chaîne de valeur (p. ex., l’infrastructure) qu’entre ces différents segments (à savoir l’offre, la demande et l’infrastructure). Les investisseurs devront surement associer différents mécanismes pour rendre leurs projets viables.

De plus, la stratégie semble fonder sa vision du marché de l’hydrogène sur le cadre réglementaire actuel du marché du gaz naturel, bien qu’il ne soit pas approprié pour un marché qui n’existe pas encore. Par exemple, la dissociation des structures de propriété prévue par la directive pour le marché intérieur du gaz, qui empêche une intégration verticale de l’offre, de la demande et de l’infrastructure, pourrait entraver la gestion coordonnée des risques dans le développement des marchés de l’hydrogène en bloquant les investissements coordonnés des producteurs, des entreprises d’acheminement et des clients. Ainsi, à moins de disposer d’une exemption, un consortium composé d’un producteur, d’une entreprise d’acheminement et de grands utilisateurs industriels ne pourrait pas créer de pôle industriel d’hydrogène, qui pourrait également approvisionner d’autres utilisateurs. Cependant, un mécanisme d’exemption donne aux régulateurs nationaux, mais aussi à la Commission, qui a le pouvoir d’approuver une exemption accordée par un régulateur national, de la rejeter ou de demander une modification, une discrétion considérable engendrant ainsi une incertitude.

La stratégie pour l’hydrogène reconnaît des lacunes dans les cadres réglementaires existants, soulignant que les gestionnaires de réseaux de transports, qui possèdent les gazoducs existants, « souvent, ne sont pas autorisés à détenir, exploiter et financer des hydroducs ». Elle appelle à « réexaminer le cadre réglementaire en vue de marchés concurrentiels du gaz décarboné », ce qui pourrait mener à autoriser le financement et l’exploitation d’hydroducs par des gestionnaires de réseaux de transport du gaz, et permettre la réaffectation des réseaux existants. Toutefois, elle ne va pas jusqu’à demander des modifications structurelles fondées sur une approche de regroupement, comme autoriser les opérateurs de réseaux à produire de l’hydrogène, ce qui nécessiterait un changement des règles actuelles de dissociation des structures de propriétés.

Enfin, elle ne propose aucune analyse détaillée des secteurs qui pourraient tirer profit de l’hydrogène, mais qui ne sont pas inclus dans le SEQE, ou qui ne relèvent pas des secteurs ciblés comme le transport ou l’industrie. Cela concerne par exemple l’hydrogène dans le secteur du chauffage résidentiel, où les logements peuvent ne pas pouvoir être équipés de pompes à chaleur. Sans subventions ni contraintes majeures, la façon dont ce type d’utilisateurs finaux vont se décarboner en ayant recours à l’hydrogène reste imprécise, malgré son potentiel évident.

5.2 Adapter le cadre réglementaire aux conditions économiques

Bien que la stratégie pour l’hydrogène affirme clairement que le marché de l’hydrogène se développera par étapes, et que la façon dont ce marché se développera n’est pas certaine, elle ne fournit aucun détail sur un cadre réglementaire capable de s’adapter à l’état du marché.

À l’inverse, la Commission européenne semble penser que des modifications mineures de l’acquis actuellement en vigueur pour les gaz naturels et l’électricité, la mise à disposition de fonds de l’UE pour certains projets d’hydrogène (principalement renouvelable), ainsi que des exemptions suffiraient à créer un marché intérieur de l’hydrogène conçu sur le modèle de ceux du gaz et de l’électricité. D’après la stratégie « on pourrait envisager, dans le cadre du réexamen de la législation sur le gaz en vue de marchés concurrentiels du gaz décarboné, un marché de l’hydrogène reprenant des règles existantes développées pour [les] marchés de l’électricité et du gaz ». Elle ajoute qu’« [a]fin de ne pas fausser l’égalité des conditions de concurrence pour les activités fondées sur le marché, les gestionnaires de réseau doivent rester neutres. Il conviendra de définir des règles d’accès des tiers, des règles claires concernant le raccordement des électrolyseurs au réseau ainsi que la rationalisation des procédures d’autorisation et l’aplanissement des obstacles administratifs, afin de réduire la charge excessive qui gêne l’accès au marché. En clarifiant les choses aujourd’hui, on évite les investissements à fonds perdus et les coûts des interventions a posteriori. » 

Les règles en vigueur sur le gaz et l’électricité ont été introduites afin de réguler des marchés matures existants qui visent à renforcer la concurrence et à pousser de nouvelles entreprises à entrer sur le marché. Cependant le marché de l’hydrogène bas carbone et renouvelable n’en est qu’à ses prémices. L’attitude de la stratégie qui consiste à le considérer comme un marché mature en annonçant « favoriser les marchés liquides et la concurrence » comme principal axe a une pertinence limitée aujourd’hui et risque de gêner son développement. Elle défend qu’une telle approche « faciliterait l’entrée de nouveaux producteurs et serait bénéfique pour une meilleure intégration avec d’autres vecteurs énergétiques » et qu’elle « créerait des signaux de prix viables pour les investissements ». Toutefois, la stratégie elle-même reconnaît que pour encore quelque temps, l’hydrogène renouvelable et bas carbone ne seront pas compétitifs en matière de prix et nécessiteront un soutien financier. Elle reste vague sur la façon dont la réglementation sera adaptée lors de la transition d’un marché naissant à un marché mature.

5.3 Créer un marché de l’hydrogène aux côtés des marchés existants du gaz et de l’électricité

La stratégie pour l’intégration du système énergétique souligne l’importance de l’hydrogène pour gérer les systèmes électriques qui dépendent des énergies renouvelables. Toutefois, elle prend peu en considération la manière dont les mécanismes du marché de l’électricité ont besoin d’être adaptés pour garantir que tout ajustement utilise de l’hydrogène à faible empreinte carbone. Par exemple, cela serait insensé de se servir d’électricité à bas prix pour produire de l’hydrogène si cette électricité est en partie issue de combustibles fossiles.

La stratégie pour l’hydrogène ne précise pas comment choisir entre garder les conduites disponibles pour répondre à la demande existante, mais en baisse, en gaz naturel, ou les réaffecter pour l’hydrogène. Elle ne prend pas non plus en compte l’équité entre le gaz naturel et l’hydrogène qui passeraient par le même réseau en tant qu’un seul flux mélangé.

La conception de règles du marché est longue, et l’introduction d’une nouvelle variable comme l’hydrogène augmente la difficulté et le temps requis. Un détail dont la Commission ne semble pas tenir compte lorsqu’elle établit son ambitieux calendrier.

 

6. Conclusions

La stratégie de l’UE pour l’hydrogène prévoit de donner à l’hydrogène un rôle important dans la décarbonation du système énergétique de l’UE. Pour cela, elle se repose principalement, à long terme, sur l’hydrogène renouvelable, pour lequel entre 180 et 470 milliards d’euros d’investissements sont prévus. Elle reconnaît aussi le rôle de l’hydrogène bas carbone à court et à moyen terme, avec 3 à 18 milliards d’euros de prévus. Ainsi, tout en reconnaissant l’importance de ces deux formes d’hydrogène, la stratégie considère l’hydrogène renouvelable comme le « gagnant », et l’hydrogène bas carbone comme une solution transitoire (le « perdant »). Elle attend également d’importantes importations d’hydrogène renouvelable provenant de pays tiers, sans fournir plus d’informations sur les mécanismes en œuvre.

L’UE estime qu’un investissement de 382 milliards d’euros est nécessaire pour l’hydrogène renouvelable d’ici 2030. Mais cela résultera en une production d’hydrogène très restreinte, de seulement 10 Mt par an (334 TWh) : une situation peu plausible, puisque cela suppose un facteur de charge très élevé pour les électrolyseurs. Cela signifie qu’au cours de la phase de transition, une grande quantité de l’hydrogène proviendra de l’hydrogène bas carbone (dont de méthane reformé avec CCS). Des projets de CCS à grande échelle devront être élaborés dans les années 2020 pour que cela soit possible. Et pourtant, la stratégie anticipe des investissements entre 3 et 18 milliards d’euros d’ici 2050 pour l’hydrogène bas carbone, ce qui semble terriblement insuffisant, d’autant plus que les investisseurs privés sont réticents à l’idée de financer des projets pilotes, étant donné l’attitude mitigée de la Commission européenne et l’absence d’un cadre réglementaire ou politique garanti. La stratégie permet à l’hydrogène bas carbone de bénéficier de certains régimes de soutien principalement destinés à l’hydrogène renouvelable tels que les contrats d’écart compensatoires appliqués au carbone, ou les aides d’État PIIEC ou les PIC. Cependant, l’hydrogène bas carbone ne pourra progresser rapidement que si les États membres, dont la position face au sujet varie au sein de l’UE, fournissent un appui gouvernemental. Pour qu’ils le fassent et que les investisseurs privés y contribuent, un cadre réglementaire facilitant une chaîne de valeur coopérative serait nécessaire. Un tel cadre comporterait à la fois des mécanismes de soutien afin que l’offre et la demande d’hydrogène puissent s’accroître et une réglementation de l’infrastructure de l’hydrogène et du CCS. Mais les critères d’éligibilité et le mode de fonctionnement des différents mécanismes de soutien doivent être élaborés, tout comme la forme à donner à la réglementation des infrastructures. Cela prendra inévitablement du temps et renforcera les difficultés à atteindre des objectifs.

L’ambition et la vision de la stratégie pour l’hydrogène représentent une avancée très positive. Mais elle n’indique pas clairement comment relever un défi majeur, à savoir le soutien et la coordination du développement de l’offre, de la demande et de l’infrastructure. Lors du développement du marché du gaz naturel des années 1960 aux années 1980, ce problème a été résolu au moyen de l’intégration verticale de la production et de l’approvisionnement, et de contrats à long terme avec les producteurs de gaz naturel. Le cadre réglementaire actuel empêche de telles intégrations verticales par l’exigence de dissociation des structures de propriété et l’encouragement des contrats à court terme, que ce soit pour la production ou l’approvisionnement. De plus, il existait alors un argument économique en faveur du gaz naturel sans que des subventions ou des interventions sur le marché ne soient nécessaires.

La stratégie pour l’hydrogène admet que le besoin de concevoir une nouvelle chaîne de valeur entière et les difficultés posées par l’acquis existant pour le développement d’un marché de l’hydrogène appellent à « réexaminer le cadre réglementaire en vue de marchés concurrentiels du gaz décarboné », afin de permettre le financement et l’exploitation d’hydroducs par les gestionnaires de réseaux de transport. Mais elle échoue à suggérer des changements structurels, comme permettre la coopération entre les réseaux et les producteurs ou les fournisseurs tout en suspendant les exigences de dissociation et de concurrence. En effet, elle part du principe que le marché et les infrastructures vont se développer de telle sorte que les règles en vigueur pour le gaz naturel seront applicables. Cela sous-entend qu’à l’heure actuelle, la Commission européenne ne prend pas assez en compte les problèmes de coordination, et surtout la possibilité d’une approche révolutionnaire de regroupement[63]. Pour elle, il suffirait d’apporter des modifications relativement mineures à l’acquis existant, de mettre à disposition des fonds de l’UE pour certains projets d’hydrogène (principalement renouvelable), d’apporter des aides d’État, ainsi que de prévoir d’éventuelles exemptions pour créer un marché de l’hydrogène transfrontalier à grande échelle au sein de l’UE, sur le modèle des marchés du gaz et de l’électricité. Si cette certitude s’avérait injustifiée, elle pourrait mener à l’échec la décarbonation du gaz à grande échelle dans l’UE.

La stratégie pour l’hydrogène a considérablement fait avancer le cadre proposé. Toutefois, même si l’objectif final pour le marché de l’hydrogène est clair, il y a encore beaucoup à faire sur les mécanismes qui permettront d’y arriver. La période de transition sera aussi importante, voire plus, que le résultat final, car sans un développement réussi des marchés durant la période de transition, l’UE ne parviendra pas à son objectif final.

 

 


Annexe : les actions clés de la stratégie de l’UE pour l’hydrogène (source : Commission européenne — Une stratégie de l’hydrogène pour une Europe climatiquement neutre. Juillet 2020.)

Un programme d’investissement pour l’UE

  • Par l’intermédiaire de l’alliance européenne pour un hydrogène propre, mettre au point un programme d’investissement visant à stimuler le déploiement de la production et de l’utilisation de l’hydrogène et constituer une réserve concrète de projets (d’ici à la fin de 2020).
  • Soutenir les investissements stratégiques dans le domaine de l’hydrogène propre dans le cadre du plan de relance de la Commission, en particulier dans le cadre du volet « investissements européens stratégiques » d’InvestEU (à partir de 2021).

Stimuler la demande et accroître la production

  • Proposer des mesures visant à faciliter l’utilisation de l’hydrogène et de ses dérivés dans le secteur des transports, dans le cadre de la future stratégie de mobilité durable et intelligente de la Commission et dans les initiatives politiques connexes (2020).
  • Étudier des mesures de soutien supplémentaires, y compris des politiques axées sur la demande dans les secteurs d’utilisation finale, en faveur de l’hydrogène renouvelable, sur la base des dispositions existantes de la directive sur les énergies renouvelables (d’ici à juin 2021).
  • Œuvrer à introduire un(e) seuil/norme commun(e) en matière de faible émission de carbone pour la promotion des installations de production d’hydrogène sur la base de leurs performances en matière d’émissions de gaz à effet de serre tout au long de leur cycle de vie (d’ici à juin 2021).
  • Œuvrer à introduire une terminologie exhaustive et des critères à l’échelle européenne pour la certification de l’hydrogène renouvelable et bas carbone (d’ici à juin 2021).
  • Développer un système pilote — de préférence au niveau de l’UE — pour un programme de contrats d’écarts compensatoires appliqués au carbone, notamment pour soutenir la production d’acier bas carbone et circulaire, et de produits chimiques de base.

Concevoir un cadre d’action favorable et de soutien, des régimes de soutien, des règles du marché et des infrastructures

  • Entamer la planification d’infrastructures pour l’hydrogène, notamment dans les réseaux transeuropéens d’énergie et de transport et dans les plans décennaux de développement du réseau (TYNDP) (2021), en prévoyant également la planification d’un réseau de stations de ravitaillement.
  • Accélérer le déploiement de différentes infrastructures de ravitaillement dans le cadre de la révision de la directive sur l’infrastructure pour carburants alternatifs et de la révision du règlement sur le réseau transeuropéen de transport (2021).
  • Élaborer des règles de marché propices au déploiement de l’hydrogène, notamment en supprimant les obstacles au développement d’infrastructures efficientes pour l’hydrogène (par exemple en pratiquant des réaffectations) et garantir l’accès aux marchés liquides pour les producteurs d’hydrogène et leurs clients ainsi que l’intégrité du marché intérieur du gaz, au moyen des futurs réexamens de la législation (par exemple, le réexamen de la législation sur le gaz en vue de marchés concurrentiels du gaz décarboné) (2021).

Promouvoir la recherche et l’innovation dans le domaine des technologies de l’hydrogène

  • Lancer un appel à propositions pour un électrolyseur de 100 MW et pour des aéroports et des ports verts dans le cadre de l’appel relatif au pacte vert pour l’Europe au titre d’« Horizon 2020 » (T3 2020).
  • Mettre en place le partenariat pour un hydrogène propre proposé, en mettant l’accent sur la production, le stockage, le transport, la distribution et les composants essentiels de l’hydrogène renouvelable, en vue d’utilisations finales prioritaires de l’hydrogène à un prix compétitif (2021).
  • Piloter le développement de projets pilotes clés à l’appui des chaînes de valeur de l’hydrogène, en coordination avec le plan SET (à partir de 2020).
  • Faciliter la démonstration de technologies innovantes fondées sur l’hydrogène en lançant des appels à propositions au titre du Fonds pour l’innovation du SEQE (premier appel lancé en juillet 2020).
  • Lancer un appel pour une action pilote concernant l’action interrégionale en matière d’innovation au titre de la politique de cohésion dans le domaine des technologies de l’hydrogène dans les régions à forte intensité de carbone (2020).

La dimension internationale

  • Renforcer la prééminence de l’UE dans les organisations internationales pour définir les normes techniques et réglementaires sur l’hydrogène.
  • Développer la mission relative à l’hydrogène dans le cadre du prochain mandat de « Mission Innovation » (MI2).
  • Promouvoir la coopération avec les pays partenaires du voisinage méridional et oriental et les pays de la Communauté de l’énergie, notamment l’Ukraine, dans le domaine de l’électricité et de l’hydrogène renouvelable.
  • Mettre en place un processus de coopération en matière d’hydrogène renouvelable avec l’Union africaine dans le cadre de l’initiative Afrique-Europe pour l’énergie verte.
  • Définir une référence pour les transactions libellées en euros (d’ici à 2021).

 

Remerciements

Les auteurs tiennent à remercier leurs collègues de l’OIES Jonathan Stern, James Henderson, Ralf Dickel et Martin Lambert pour leurs commentaires, John Elkins pour sa révision, et Kate Teasdale pour son soutien administratif. Toute opinion exprimée et toute erreur pouvant avoir été oubliée relève de la seule responsabilité des auteurs.

 

Source de l’image introductive : Stratégie hydrogène européenne | L’Europe s’engage en Normandie – un site de la Région Normandie (europe-en-normandie.eu)

[1] « Une stratégie de l’hydrogène pour une Europe climatiquement neutre », Commission européenne, 8 juillet 2020.

[2] « Alimenter en énergie une économie neutre pour le climat : une stratégie de l’UE pour l’intégration du système énergétique », Commission européenne, 8 juillet 2020.

[3] « Une nouvelle stratégie industrielle pour l’Europe », Commission européenne, 10 mars 2020.

[4] « Un pacte vert pour l’Europe », Commission européenne.

[5] Martin Lambert, « https://www.oxfordenergy.org/publications/eu-hydrogen-strategy-a-case-for-urgent-action-towards-implementation/ », Oxford Institute for Energy Studies, juillet 2020.

[6] « all potential possibilities for hydrogen in the energy transition »

[7] La stratégie de l’UE pour l’hydrogène mentionne à la fois le reformage du méthane avec captage et stockage du carbone (CSC ; hydrogène « bleu »), et la pyrolyse, qui produit de l’hydrogène et du carbone solide (hydrogène « turquoise »).

[8] Martin Lambert, « EU Hydrogen Strategy – A case for urgent action towards implementation », Oxford Institute for Energy Studies, juillet 2020.

[9] LEAKED: Europe’s draft hydrogen strategy, Euractiv, 18 juin 2020, et Towards a hydrogen economy in Europe: a strategic outlook, Commission européenne, version préliminaire.

[10] « Wide industry coalition call for a Hydrogen Strategy inclusive of all clean hydrogen pathways », GasNaturally, communiqué de presse du 24 juin 2020.

[11] Ainsi, la stratégie semble privilégier la décarbonation des installations produisant de l’hydrogène fort en carbone sur l’investissement dans de nouvelles installations de production d’hydrogène bas carbone.

[12] Stratégie pour l’hydrogène, p. 2. Notons que la stratégie ne fournit pas de source pour cette estimation.

[13] Il n’est pas tout à fait clair si ce chiffre comprend uniquement les investissements dans les électrolyseurs ou s’il inclut également les investissements dans la capacité de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable pour alimenter les électrolyseurs.

[14] Cela suppose que les coûts des électrolyseurs diminuent dans les prochaines années.

[15] Les énergies renouvelables, telles que la biomasse, l’hydroélectricité, les énergies éolienne et solaire, ne représentaient que 35 % de la production d’électricité de l’UE au quatrième trimestre 2019, le dernier trimestre à ne pas avoir été affecté par la COVID-19, et 40 % au premier trimestre 2020. La capacité installée totale de l’UE-27 et du Royaume-Uni pour les énergies éolienne et solaire était d’environ 330 GW à la fin de 2019. Source : European Commission Quarterly Report on European Electricity Markets Volume 12, Numéro 4, et European Commission Quarterly Report on European Electricity Markets, Volume 13, Numéro 1.

[16] Stratégie pour l’hydrogène, p. 9.

[17] C’est-à-dire en dehors de l’UE.

[18] Il existe plusieurs projets (pas encore en construction) d’une capacité de 100 MW.

[19] Martin Lambert, « EU Hydrogen Strategy – A case for urgent action towards implementation » Oxford Institute for Energy Studies, juillet 2020.

[20] Stratégie de l’UE pour l’hydrogène, p. 7.

[21] Ibid. 400 mmc est l’estimation la plus basse de la demande européenne en gaz en 2030 (comme dans le scénario Sustainable Development de l’AIE), alors que d’autres scénarios (Stated policies de l’AIE, Energy Outlook de BP, Sky de Shell, ou encore Rivalry et Renewal d’Equinor) l’estiment entre 450 et 500 mmc.

[22] Comme l’affirme un précédent article de l’OIES, l’hydrogène bas carbone aura un important rôle à jouer dans les décennies 2030 et 2040, jusqu’à ce que l’hydrogène renouvelable prenne le relai à grande échelle grâce à des coûts extrêmement réduits. Voir « Blue hydrogen as an enabler of green hydrogen: the case of Germany » de Ralf Dickel, Oxford Institute for Energy Studies, juin 2020.

[23] Il est prévu que les allocations soient attribuées par voie d’appels d’offres concurrentiels, et coordonnés « au sein d’un marché de l’hydrogène et de l’électricité transparent, efficace et concurrentiel, offrant des signaux de prix qui récompensent les électrolyseurs ».

[24] En s’appuyant éventuellement sur le système actuel de surveillance, de déclaration et de vérification du système d’échange de quotas d’émission (SEQE) et sur les dispositions de la directive sur les énergies renouvelables.

[25] Voir « Can the current EU regulatory framework deliver decarbonisation of gas? » d’Alex Barnes, Oxford Institute for Energy Studies, juin 2020, p. 5, pour plus d’informations sur ce code couleur.

[26] La Commission européenne a introduit l’alliance européenne pour un hydrogène propre dans le cadre de sa nouvelle stratégie industrielle.

[27] « Strengthening Strategic Value Chains for a future-ready EU Industry. Report of the Strategic Forum for Important Projects of Common European Interest », novembre 2019. Six chaînes de valeur ont été identifiées, notamment les technologies et systèmes de l’hydrogène, et l’industrie à faibles émissions de CO2.

[28] L’instrument des PIIEC existe depuis 2014. La communication de la Commission européenne sur la modernisation de la politique en matière d’aides d’État publiée le 8 mai 2012 a ouvert la voie à des aides de ce type, mais les PIIEC n’ont vraiment été créés qu’en 2014 par la communication de la Commission sur les critères relatifs à l’analyse de la compatibilité avec le marché intérieur des aides d’État destinées à promouvoir la réalisation de projets importants d’intérêt européen commun, publiée le 20 juin 2014. L’instrument des PIIEC a été rarement utilisé depuis. Voir le site de la Commission européenne « State Aid Modernisation and its Implementation » et « Communication de la Commission européenne sur la modernisation de la politique de l’UE en matière d’aides d’État », mai 2012. Voir aussi le site internet Hydrogen for Climate Action pour la pertinence des PIIEC vis-à-vis de l’hydrogène : « What’s an IPCEI? »

[29] Le programme InvestEU, rassemble le Fonds européen pour les investissements stratégiques et 13 instruments financiers de l’UE actuellement disponibles, mobilisant des investissements publics et privés en utilisant la garantie budgétaire de l’UE. Il est prévu qu’il mobilise au moins 650 milliards d’euros d’investissements supplémentaires dans plusieurs domaines, dont les infrastructures durables, pour la période 2021-2027.

[30] Fonds européen de développement régional. « Le Fonds européen de développement régional (FEDER) a pour vocation de renforcer la cohésion économique et sociale dans l’Union européenne en corrigeant les déséquilibres entre ses régions. » Source : site de la Commission européenne.

[31] Fonds de cohésion de l’UE. « Le Fonds de cohésion aide les États membres dont le revenu national brut (RNB) est inférieur à 90 % de la moyenne communautaire afin d’aplanir les disparités sociales et économiques et de promouvoir le développement durable. » Source : site de la Commission européenne.

[32] Financer la transition verte : le plan d’investissement du pacte vert pour l’Europe et le mécanisme pour une transition juste. « Le mécanisme pour une transition juste (MTJ) […] fournira […] un soutien ciblé aux régions les plus touchées, afin de les aider à mobiliser au moins 100 milliards d’EUR sur la période 2021-2027 et atténuer ainsi l’impact socio-économique de la transition. » Source : site de la Commission européenne.

[33] Mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE), géré par l’Agence exécutive européenne pour l’innovation et les réseaux (INEA) (site en anglais). Le mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) est un instrument de financement de l’UE essentiel pour promouvoir la croissance, l’emploi et la compétitivité par des investissements ciblés dans les infrastructures au niveau européen. Entre 2014 et 2020, 5,35 milliards d’euros ont été mis à disposition pour des projets d’infrastructures énergétiques, dont 4,6 milliards sous forme de subventions gérées par l’INEA. Source : site de la Commission européenne.

[34] Le MIE – Transports (site en anglais) est l’instrument de financement pour réaliser la politique européenne en matière d’infrastructures de transports. Il soutient l’innovation dans le système de transport afin d’améliorer l’utilisation des infrastructures, de réduire l’impact environnemental des transports et d’accroître l’efficacité énergétique. Entre 2014 et 2020, 24,05 milliards d’euros ont été mis à disposition pour des projets d’infrastructures énergétiques, dont 23,7 milliards sous forme de subventions gérées par l’INEA. Source : site de la Commission européenne.

[35] La stratégie en matière de finance durable vise à fournir une feuille de route avec de nouvelles actions pour augmenter les investissements dans les projets durables, ainsi qu’un cadre favorable pour le plan d’investissement du pacte vert. Une consultation sur la stratégie a été clôturée le 15 juillet 2020 (site en anglais).

[36] Le règlement sur la taxonomie (site en anglais) définit des critères qui permettent de déterminer le degré de durabilité environnementale d’un investissement. Il est entré en vigueur le 12 juillet 2020. Règlement (EU) 2020/852 du Parlement européen et du Conseil du 18 juin 2020 sur l’établissement d’un cadre visant à favoriser les investissements durables et modifiant le règlement (UE) 2019/2088.

[37] Commission européenne, Une stratégie de l’hydrogène pour une Europe climatiquement neutre.

[38] À noter que seule l’aviation entre les aéroports de l’Espace économique européen est actuellement couverte par le SEQE.

[39] Le Fonds pour l’innovation (site en anglais) est l’un des instruments de financement soutenant la vision stratégique de la Commission européenne pour une Europe climatiquement neutre d’ici 2050, comme indiqué dans sa communication « Une planète propre pour tous » du 28 novembre 2018. Le Fonds soutiendra la démonstration de technologies et de procédés à faible émission de carbone dans les industries à forte intensité énergétique (y compris les produits se substituant à ceux à forte intensité de carbone), le captage, l’utilisation et le stockage du dioxyde de carbone sans danger pour l’environnement (CCU et CSC), les énergies renouvelables innovantes et les technologies de stockage de l’énergie. Le Fonds d’innovation est établi par la directive SEQE-UE pour la période 2021-2030, et est doté d’au moins 450 millions de quotas, soit environ 11 milliards d’euros sur la base d’un prix du carbone de 25€/tCO2e (tonne d’équivalent CO2).

[40] Communication de la Commission — Lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020.

[41] Pour un résumé du SEQE et d’autres mécanismes politiques pertinents pour la décarbonation du gaz, voir « Can the current EU regulatory framework deliver decarbonisation of gas? » d’Alex Barnes, Oxford Institute for Energy Studies, Chapitre 2 et Annexe 2.

[42] On parle de fuite de carbone lorsque les émetteurs de carbone déplacent leurs activités hors de l’UE vers d’autres juridictions, puis importent des biens ou des services dans l’UE, évitant ainsi ses limites d’émissions.

[43] Par exemple, le régime du marché de capacité électrique britannique a encouragé la production de diesel à fortes émissions et a fait l’objet d’une enquête de l’UE au regard des règles en matière d’aides d’État. « Aides d’État : la Commission autorise le régime du marché de capacité britannique » Communiqué de presse de la Commission européenne du 24 octobre 2019.

[44] Les PIC ont été créés dans le cadre du règlement RTE-E de 2013, en cours de révision, et dont le nouveau texte est prévu pour fin 2020.

[45] La capacité d’électrolyseurs en Europe est actuellement de 1 GW.

[46] À notre connaissance, tous les projets d’hydrogène bas carbone en cours d’étude utilisent le stockage sous-marin : le projet Northern Lights (Norvège), les projets H21 et HyNet North West (Royaume-Uni), ainsi que le projet H-Vision (Pays-Bas).

[47] Gas for Climate, un groupe d’entreprises du réseau gazier européen a publié en juillet 2020 « European Hydrogen Backbone: How a dedicated hydrogen infrastructure can be created. ».

[48] Pour plus d’informations, voir le chapitre 3 et l’annexe 3 de l’article d’Alex Barnes « European Hydrogen Backbone: How a dedicated hydrogen infrastructure can be created. » Oxford Institute for Energy Studies, juin 2020.

[49] Prévu fin 2020. Un commentaire de suivi du réexamen du règlement RTE-E sera publié fin 2020 par l’Oxford Institute for Energy Studies.

[50] Initialement prévu pour fin 2019, le Paquet sera dévoilé courant 2020-2021 ; ses propositions manquent pour l’heure de clarté.

[51] Une baisse de la demande européenne en gaz est attendue après 2030 par tous les scénarios : Sustainable Development et Stated Policies de l’AIE, Energy Outlook de BP, Sky de Shell, ainsi que Rivalry et Renewal d’Equinor. Leur seul désaccord porte sur le taux de baisse, mais aucun d’entre eux ne prévoit de hausse après 2030.

[52] La stratégie s’attend par exemple à ce que le réseau hydrogène en Allemagne et aux Pays-Bas comprenne jusqu’à 90 % d’infrastructures de gaz naturel réaffectées. Le rapport du projet de développement du réseau d’hydrogène européen « European Hydrogen Backbone », rédigé par 11 gestionnaires de réseaux de transport européens, propose qu’environ 75 % du réseau soit composé de conduites de méthane réaffectées, et que les 25 % restants soient composés de nouveaux hydroducs. Gas for climate, « European Hydrogen Backbone: how a dedicated hydrogen infrastructure can be created », juillet 2020.

[53] Pour plus d’informations, voir les notes de bas de page 33 et 34 sur le MIE.

[54] Klaus-Dieter Borchardt, Florence School of Regulation « Online Workshop on Renewable Hydrogen. », avril 2020.

[55] ACER/CEER, « Position on Revision of the Trans-European Energy Networks Regulation (TEN-E) and Infrastructure Governance », 19 juin 2020.

[56] Comme la Commission européenne n’a pas réussi à établir une norme paneuropéenne unique pour la qualité du gaz, ce sont les États membres qui fixent actuellement leurs normes.

[57] Pour plus d’informations, voir l’article d’Alex Barnes « Can the current EU regulatory framework deliver decarbonisation of gas? » Oxford Institute for Energy Studies, juin 2020.

[58] Pour plus d’informations, voir la conception du marché de l’électricité de la Commission européenne.

[59] Analyse d’impact initiale de la révision de la directive sur la taxation de l’énergie de la Commission européenne.

[60] Voir par exemple, l’article « Green hydrogen for steel production: RWE and thyssenkrupp plan partnership. » de Thyssenkrupp et RWE, 10 juin 2020.

[61] Les auteurs tiennent à préciser que l’expression « révolution réglementaire » a été créée par Jonathan Stern pour décrire les changements nécessaires dans le cadre réglementaire de l’UE pour une décarbonation du gaz réussie.

[62] Pour plus d’informations, voir le chapitre 5 de l’article d’Alex Barnes « Can the current EU regulatory framework deliver decarbonisation of gas? » Oxford Institute for Energy Studies, juin 2020.

[63] Voir par exemple l’article de Jonathan Stern « Narratives for Natural Gas in Decarbonising European Energy Markets » Oxford Institute for Energy Studies, février 2019.

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