La directive européenne sur les énergies renouvelables date de 2009.
La nouvelle mouture, dite RED II date de fin 2018 et définit un cadre européen commun pour favoriser le développement des énergies renouvelables, avec l’objectif de donner à ces énergies une part de 32% dans la consommation finale brute de l’Union européenne en 2030. Avec le paquet « Fit for 55 », la révision de cette directive vient seulement d’être adoptée par le parlement européen en septembre dernier. Cependant, c’est encore RED II qui fait l’actualité sur l’hydrogène avec l’adoption par la commission de ses deux actes délégués, attendus depuis un certain temps et qui doivent encore être soumis au Parlement européen.
LES RFNBO ou « Renewable Fuels of Non Biological Origin » se définissent comme des carburants produits par des sources ENR autres que la biomasse. L’hydrogène gazeux issu d’un électrolyseur fonctionnant à partir d’ENR est donc un RFNBO. Il en sera de même d’autres carburants liquides tels que l’ammoniac, le méthanol et les e-fuels s’ils sont produits à partir de cet hydrogène, lui-même issu d’ENR. L’augmentation de la demande en hydrogène électrolytique se doit d’être en phase avec la création de nouvelles capacités de production d’électricité renouvelable. Il s’agit également d’éviter que cette augmentation de la demande conduise à un surcroit de production électrique d’origine carbonée. Le plan REPOWER EU vise à faire passer de 40 à 45% les ENR d’ici 2030 (1236 GWh contre 1067) mais parallèlement porte la production européenne d’hydrogène à 10 millions de tonnes, contre 5,5 dans le plan Fit for 55. A l’échelle de la France, dont l’ambition est de 6 GW d’électrolyseurs installés en 2030, les besoins en électricité ne peuvent concurrencer les besoins domestiques classiques à un moment où notre pays n’est plus excédentaire en électricité.
Les discussions dans le cadre des actes délégués RED II ont forgé les concepts nécessaires à la mise en œuvre de ce principe : on parle d’additionnalité, de localisation et de corrélation temporelle. Concrètement, l’additionnalité impose que l’électricité soutirée par un électrolyseur soit adossée à la signature d’un contrat d’achat pour des volumes équivalents d’électricité produite par de nouvelles installations renouvelables. La localisation signifie que les installations se doivent d’être raccordées à un réseau correspondant à une zone de marché unique (« bidding zone»). La corrélation temporelle requiert une synchronisation de la production d’électricité objet du contrat d’achat et du soutirage d’électricité par l’installation de production d’hydrogène.
Au terme des discussions, et d’après la mouture finale des actes délégués, quatre manières de produire de l’hydrogène se font jour :
Connecter un électrolyseur directement à un actif ENR (éolien ou PV) ;
Conclure un PPA entre un producteur d’ENR et un électrolyseur et justifier alors des 3 critères : additionalité, corrélation temporelle et localisation ;
Utiliser l’électricité du réseau si celle-ci est i) dans une bidding zone donnée, ii) à un niveau de 90% d’origine renouvelable et iii) lorsque la production d’ENR excède la consommation locale (déséquilibre réseau) : si ces 3 conditions sont réunies, le critère d’additionnalité ne joue pas, en revanche la corrélation temporelle s’applique. Cette corrélation se fera à la maille mensuelle dans un premier temps, puis à partir de 2028 à une maille de plus en plus étroite pour viser un pas horaire, voire au quart d’heure si les capacités de production se multiplient significativement ;
Utiliser un réseau bénéficiant d’un mix bas carbone : l’hydrogène produit par une installation située dans un réseau électrique décarboné – c’est-à-dire où l’intensité des émissions est inférieure à 18g d’équivalent CO2 par mégajoule (soit 64,8g eq CO2/kWh). Cela concerne bien évidemment la France où le nucléaire (sauf en 2022) permet d’atteindre un mix électricité à ce niveau de décarbonation.
Les actes délégués reconnaissent donc implicitement le nucléaire et l’hydroélectricité comme source d’électricité pour produire un hydrogène bas carbone et ce, comme le souligne France-Hydrogène dans son communiqué de presse du 13 février 2023 (https://www.france-hydrogene.org/press_release/73203/), avec un « facteur de charge élevé, point décisif pour la compétitivité de l’hydrogène produit».
Reconnaissance implicite ne vaut cependant pas reconnaissance explicite: le nucléaire ne figure pas parmi les sources d’origine renouvelable et les PPA conclus directement avec des centrales nucléaires ne seront donc pas considérés comme éligibles pour définir des RFNBO.
Une bataille gagnée, assurément, mais encore du chemin à parcourir pour la victoire de l’hydrogène décarboné d’origine nucléaire!
