Fitfor55 – adapté à votre objectif ?

Cet article a été publié pour la première fois dans Vue H2.

Par Daria Nochevnik, directrice des politiques et des partenariats, Hydrogen Council.

Le plan RePowerEU publié le 18 mai, suite à la communication de la Commission européenne du 8 mars, renforce l'engagement de l'Europe à réduire rapidement, et à terme à se débarrasser, de sa dépendance aux énergies fossiles russes.

Dans le cadre de ce plan, parallèlement à une série de mesures visant à diversifier l'approvisionnement en gaz à court et à moyen terme, ainsi qu'à éliminer les goulots d'étranglement liés aux licences et aux autorisations pour les énergies renouvelables, la commission a présenté sa vision d'un accélérateur d'hydrogène. L'objectif clé de l'initiative d'accélérateur est d'utiliser 20 millions de tonnes (mt) d'hydrogène renouvelable dans l'UE d'ici 2030, dont 10 mt doivent être produites en Europe et 10 mt supplémentaires importées de pays tiers.

Selon les estimations de la Commission, l'utilisation de 20 tonnes d'hydrogène renouvelable dans l'UE en 2030 déplacerait jusqu'à 50 milliards de mètres cubes - soit jusqu'à un quart - des importations russes de gaz naturel.

Selon les mots de la présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, « Plus vite nous passerons aux énergies renouvelables et à l'hydrogène, combinés à une plus grande efficacité énergétique, plus vite nous serons véritablement indépendants et maîtriserons notre système énergétique.¹.”

L'ambition en matière d'énergie renouvelable et d'hydrogène énoncée dans le plan RePowerEU est forte, mais quelle est l'importance de la pensée systémique dans les mesures législatives sous-jacentes ? Et ces mesures sous-jacentes sont-elles adaptées pour libérer le potentiel de l'Europe en matière d'hydrogène et d'énergie renouvelable ?

Les décideurs politiques européens ont fait tout leur possible pour répondre à la menace immédiate qui pèse sur la sécurité énergétique de l'UE. Pourtant, s'assurer que les mesures à court terme ne créent pas de résultats inefficaces à long terme est un défi.

À l'heure actuelle, presque tout le monde dans le monde de l'hydrogène a entendu parler des concepts d'additionnalité, de corrélation géographique et temporelle définis dans les règles européennes proposées pour qualifier la production d'hydrogène d'énergie renouvelable aux fins du respect des futurs objectifs de consommation d'hydrogène renouvelable à l'échelle de l'UE.². Dans le même temps, beaucoup ont du mal à comprendre comment exactement ces qualifications seront appliquées dans la pratique, tant pour l'hydrogène renouvelable produit en Europe que pour celui importé de pays tiers.

Par exemple, les électrolyseurs connectés au réseau devraient prouver qu'ils sont alimentés par de l'électricité renouvelable non subventionnée et démontrer l'adéquation de l'électricité renouvelable à la production d'hydrogène renouvelable sur une base horaire (sinon l'hydrogène produit ne serait pas considéré comme renouvelable). 

Outre le fait que les GO horaires existent dans très peu de pays en Europe et dans le monde, les exigences strictes imposées aux électrolyseurs soulèvent la question : pourquoi le rôle de l'hydrogène dans l'activation de l'électrification indirecte est-il limité ?

Électrification directe vs indirecte – pourquoi devrions-nous avoir « soit/ou » et pas les deux ?

Imaginez que vous achetiez une voiture électrique et que pour bénéficier d'un avantage fiscal, vous deviez qualifier vos trajets de "renouvelables" et prouver sur une base horaire que vous chargez votre véhicule électrique avec de l'électricité strictement renouvelable. Note complémentaire : en 2021, les émissions du secteur de l'électricité en Allemagne étaient estimées à 349 g CO₂/KWh d'électricité produite³.

Suivant une logique similaire, les grands centres de données devraient être construits strictement dans les pays où le mix de réseau est déjà presque entièrement renouvelable (il n'y en a que trois en Europe - la Suède, l'Autriche et la Norvège). Note complémentaire : les réseaux de transmission de données ont consommé 260-340 TWh en 2023, soit 1,1‑1,4% de consommation mondiale d'électricité⁴.

Certains suggèrent que l'électrification directe devrait être la priorité, indépendamment du fait que l'électricité utilisée soit renouvelable ou non, car la capacité d'électricité renouvelable augmentera. Pourtant, cette perspective néglige le rôle complémentaire de l'électrification indirecte qui peut être réalisée grâce au déploiement de l'hydrogène. L'hydrogène renouvelable permet d'intégrer une plus grande capacité d'énergie renouvelable dans le système tout en :

• Contribuer à alléger les contraintes du réseau (en Allemagne seulement, près d'un milliard d'euros de financement des contribuables a été dépensé l'année dernière pour réduire l'énergie renouvelable)
• Offrir de la flexibilité au réseau électrique
• Permettre d'utiliser les dotations en infrastructures existantes (réaffectation des gazoducs à l'utilisation d'hydrogène) pour transporter de grands volumes d'énergie renouvelable sur de longues distances de manière rentable
• Permettre aux consommateurs d'énergie pour qui l'électrification directe n'est pas une option viable (industrie lourde) de se décarboner.

Pour avoir la chance de réussir notre course contre le changement climatique, nous avons besoin des deux solutions - l'électrification directe et indirecte - car elles sont complémentaires l'une de l'autre.

Avoir une préférence pour l'un par rapport à l'autre est un choix politique et un moyen de choisir les gagnants. Pourtant, il n'existe pas de solution unique pour toutes les zones géographiques et tous les utilisateurs finaux, et il n'y aura finalement pas de gagnants si nous ne livrons pas sur
nos engagements climatiques assez rapidement. 

L'hydrogène renouvelable aura-t-il un avenir en Europe ? 

Le concept d'additionnalité en soi fait partie intégrante du déploiement de l'hydrogène. La montée en puissance de l'hydrogène renouvelable va de pair avec le développement de capacités nouvelles/supplémentaires d'électricité renouvelable en Europe et dans le monde.

Cependant, la manière dont il est proposé d'appliquer l'additionnalité à l'hydrogène renouvelable en combinaison avec une corrélation géographique et temporelle remet en question l'avenir de l'hydrogène renouvelable en Europe, sans parler de la capacité de l'Europe à atteindre les objectifs définis dans l'initiative Hydrogen Accelerator. 

Les conclusions de la modélisation de l'application de ces critères à certaines des propositions de projets réels sont désespérées. Non seulement le coût de l'hydrogène renouvelable doublerait (ou dans certains cas, plus que doublerait), mais les facteurs de charge des électrolyseurs seraient excessivement bas - en d'autres termes, l'analyse de rentabilisation des électrolyseurs serait de facto en péril.

Qu'en est-il de l'hydrogène renouvelable importé de pays tiers ? Les exportateurs potentiels ont du mal à voir comment ils pourraient répondre aux qualifications requises spécifiques à la conception du marché de l'énergie de l'UE. Les règles proposées ne tiennent pas compte des différences dans la conception des marchés de l'énergie et les dotations en infrastructures de marché dans les pays tiers, à partir desquels l'hydrogène renouvelable peut être importé (où la tarification de l'électricité n'est pas zonale, par exemple). En outre, il faut tenir compte du fait que les infrastructures de marché sont à différents stades de maturité dans les pays exportateurs potentiels, y compris ceux d'Afrique du Nord (le premier AAE n'a été signé en Égypte qu'en 2020).

Un autre obstacle majeur pour les exportateurs potentiels d'hydrogène renouvelable et de produits dérivés est en effet l'obligation de soumettre l'hydrogène renouvelable à une « tarification efficace du carbone ». N'oublions pas que le système de plafonnement et d'échange de l'UE (EU ETS) avait des problèmes de démarrage. Bien qu'il ait été créé en 2005, on peut dire qu'il n'a vraiment commencé à livrer que vers la fin de la dernière décennie – cela a pris plus de 15 ans. Alors qu'un certain nombre de juridictions en dehors de l'UE envisagent d'introduire des systèmes de plafonnement et d'échange/des taxes sur le carbone, l'adoption de ces instruments est un long processus législatif.

L'exigence ci-dessus empêcherait les importations d'hydrogène renouvelable ou de produits dérivés en provenance de pays tiers disposant d'abondantes ressources d'énergie renouvelable en raison de l'absence de tarification du carbone dans leurs juridictions respectives.

Moment décisif pour le système énergétique de l'UE

L'UE a encore la possibilité de revoir les qualifications pour l'hydrogène renouvelable et de les adapter à leur objectif. Une approche pragmatique englobant à la fois l'électrification directe par les énergies renouvelables et l'électrification indirecte par l'hydrogène peut véritablement changer la donne pour l'Europe.

Le plan RePowerEU offre à l'Europe une opportunité unique de libérer son potentiel d'électricité renouvelable et d'hydrogène et de récolter les avantages de la décarbonisation, de la sécurité énergétique, de la rentabilité et de la résilience, et, finalement, de maîtriser son système énergétique. L'Europe s'en chargera-t-elle ?

Références

1. Discours de la présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, lors de la conférence de presse sur la communication RePowerEU, 08 mars 2022
2. Les actes délégués sur les carburants renouvelables d'origine non biologique (RFNBO) qui devaient être élaborés d'ici le 31 décembre 2021 conformément à l'art. 27(3) et Art. 28 (5) définissant la méthodologie de qualification de l'électricité utilisée pour la production du RFNBO comme renouvelable et la méthodologie d'évaluation des économies d'émissions de GES du RFNBO respectivement
3. https://www.statista.com/statistics/1290224/carbon-intensity-power-sector-germany/ 
4. https://www.iea.org/reports/data-centres-and-data-transmission-networks