Dévoilé le 15 décembre par la Commission européenne, le Paquet sur le marché de l’hydrogène et du gaz décarboné propose de nouvelles règles pour un marché commun de l'hydrogène. Il constitue la première étape d'un long processus visant à faire de l'hydrogène une marchandise comme les autres échangeable à l'échelle de l'Union.

Le Paquet sur le marché de l’hydrogène et du gaz décarboné est une réforme globale incluant une proposition de révision du règlement 715/2009 et une proposition de révision de la directive 2009/73 concernant les règles communes pour les marchés intérieurs des gaz renouvelables et naturels et l’hydrogène, qui vient en complément du Paquet Fit for 55 présenté en juillet dernier. Avec ce dernier, l’accent était mis sur l’efficacité énergétique, l’électrification et le développement des énergies renouvelables.

La Commission européenne fait cependant le constat que l’électrification directe ne pourra seule assurer la décarbonation de l’économie européenne. Les gaz décarbonés, dont l’hydrogène, ont un rôle à jouer pour décarboner des secteurs comme l’industrie et les transports lourds. C’est dans cette optique que le Paquet hydrogène et gaz vient introduire de nouvelles règles pour encadrer un futur marché commun de l’hydrogène, l’hydrogène ayant vocation aux yeux de l’exécutif européen à devenir une marchandise comme les autres au sein de l’Union à horizon 2030.

Pour développer l’hydrogène, la Commission propose avec ce nouveau Paquet d’introduire une certification de l’hydrogène bas-carbone (I), d’adopter une approche souple et progressive autour de l’échéance clef de 2030 pour réguler un marché de l’hydrogène encore en phase d’amorçage (II), d’instaurer une gouvernance et une planification du réseau européen d’hydrogène (III), de légiférer sur le cas de l’injection d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel (IV), et enfin d’accorder des droits aux consommateurs d’hydrogène (V).

I. La définition et la certification de l’hydrogène bas-carbone

Avec ce Paquet, la Commission reconnait le rôle que doit jouer l’hydrogène bas-carbone dans la transition énergétique, notamment « à court et moyen terme pour réduire rapidement les émissions des carburants existants et soutenir l’essor des carburants renouvelables tels que l’hydrogène renouvelable » (considérant 9 de la directive).

Il n’est prévu en revanche aucune mesure de soutien à l’hydrogène bas-carbone, ni du côté de la demande (de type cibles dans l’industrie ou les transports), ni côté offre via des mécanismes de financement direct.

1. Une définition en devenir de l’hydrogène bas-carbone

La directive introduit une définition pour l’hydrogène bas-carbone – exclu du Paquet Fit for 55 cet été – entendue comme « un hydrogène dont le contenu énergétique est dérivé de sources non-renouvelables et respecte un seuil de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 70 % » (art. 2 de la directive). Cette définition appelle à deux commentaires particuliers :

  • Elle respecte un principe de neutralité technologique, en ce qu’elle couvre à la fois l’hydrogène produit à partir de gaz naturel avec abattement des émissions de GES grâce à des techniques de capture, séquestration ou utilisation du carbone (« hydrogène bleu »), mais aussi l’hydrogène produit par électrolyse à partir d’électricité nucléaire ou d’électricité bas-carbone soutirée d’un mix électrique décarboné (« hydrogène rose » ou « hydrogène jaune »).
  • Elle reste toutefois incomplète en l’absence d’un comparateur à partir duquel calculer l’abattement requis de 70 %, et d’une méthodologie de calcul des réductions des émissions de GES en analyse de cycle de vie. A l’inverse, l’hydrogène renouvelable est, lui, défini dans la proposition de révision de la directive sur les énergies renouvelables (RED III) comme un « carburant renouvelable d’origine non-biologique » (RFNBO) respectant un critère de réduction des émissions de GES de 70 % par rapport à un comparateur de 94 gCO2eq/MJ (gazole), correspondant à un seuil à 3,38 kgCO2eq/kgH2. Pour rappel enfin, l’annexe I du règlement délégué 2021/2139 sur la taxonomie des investissements durables définit un seuil à 3,0 kgCO2eq/kgH2 pour rendre la fabrication d’hydrogène compatible avec la transition écologique.

Un acte délégué de la Commission européenne est attendu d’ici le 31 décembre 2024 pour préciser ces aspects centraux de méthodologie carbone (art. 8 de la directive). La méthodologie devra notamment éviter le double comptage de crédits pour les émissions de CO2 évitées. Des évolutions sont à attendre, la Commission européenne indique d’emblée que le critère d’abattement de 70 % « devrait devenir plus strict pour l’hydrogène produit dans les installations qui commencent à fonctionner à partir du 1er janvier 2031, afin de tenir compte des évolutions technologiques et de mieux stimuler les progrès dynamiques vers la réduction des émissions de gaz à effet de serre provenant de la production d’hydrogène » (considérant 9 de la directive).

La directive introduit également au passage une terminologie pour les gaz bas-carbone, entendus comme l’hydrogène bas-carbone, la part gazeuse des carburants à carbone recyclé, et les carburants synthétiques gazeux dérivés de l’hydrogène bas-carbone, ainsi que pour les carburants bas-carbone, définis comme des gaz bas-carbone auxquels s’ajoutent les carburants à carbone recyclé et les carburants de synthèse sous forme liquide.

2. Un système européen de certification des carburants et gaz bas-carbone

Pour s’assurer de la conformité des produits fabriqués dans l’UE et des produits importés à ces définitions, un système de certification des carburants et gaz renouvelables et bas-carbone sera mis en place à l’échelle de l’UE, selon un fonctionnement en bilan massique (art. 8 de la directive). Des schémas volontaires nationaux ou internationaux pourront définir les normes de réduction des GES pour la production d’hydrogène bas-carbone à partir desquelles les opérateurs économiques seront tenus de prouver la conformité de leurs produits aux exigences de réduction des émissions.

Les États membres veilleront à ce que les opérateurs économiques soumettent des informations fiables sur le respect du seuil de 70 % et à ce qu’ils mettent en place une norme adéquate d’audit indépendant des informations soumises. L’audit doit vérifier que les systèmes utilisés par les opérateurs économiques sont exacts, fiables et protégés contre la fraude. Les informations devront comprendre l’origine géographique et le type de matière première utilisées, être mises à disposition des consommateurs sur les sites web des opérateurs, des fournisseurs ou des autorités compétentes concernées, et mises à jour sur une base annuelle.

II. Un cadre flexible pour un marché commun de l’hydrogène et les infrastructures d’hydrogène

Le règlement et la directive établissent des règles communes pour un futur marché intérieur de l’hydrogène, et notamment pour les infrastructures de transport, de distribution et de stockage d’hydrogène. Ces règles concernent l’accès au marché ou les diverses procédures auxquelles doivent se soumettre les opérateurs.

Sur le modèle du marché du gaz et du marché de l’électricité, des opérateurs de réseaux d’hydrogène seront responsables de l’opération, de la maintenance et du développement d’un réseau de transport d’hydrogène, en lien avec les autres gestionnaires de réseaux d’électricité et de gaz (art. 46 de la directive).

Ce réseau d’hydrogène s’appuiera sur le réseau de gaz existant. Des clauses du grand-père doivent faciliter l’octroi de permis, d’autorisations de concessions pour la reconversion d’infrastructures gazières existantes vers des infrastructures dédiées à l’hydrogène (art. 7 de la directive).

1. Des règles de dégroupage assouplies

Des règles de dégroupage doivent s’appliquer aux opérateurs de réseaux d’hydrogène pour éviter tout risque de conflits d’intérêt par les gestionnaires de réseaux. Ces règles sont de deux ordres :

  • Un principe de séparation verticale, entre les activités de production/fourniture d’hydrogène et de transport/stockage/distribution d’hydrogène (art. 62 de la directive).
  • Un principe de séparation horizontale entre les activités gaz, électricité et hydrogène, les subventions croisées entre actifs étant incompatible avec un principe de tarifs d’accès au réseau reflétant les coûts (art. 4 du règlement, art. 63 de la directive).

Toutefois, une période transitoire jusqu’en 2030 doit permettre certaines souplesses dans l’application de ces principes, afin d’accompagner la phase de montée en puissance du marché de l’hydrogène :

Des modèles d’opérateurs de réseaux d’hydrogène intégrés peuvent être autorisés temporairement par les États membres jusqu’en 2030 (art. 62 de la directive). Une dissociation des comptes doit être requise (art. 69 de la directive). Passée cette échéance, afin d’assurer un accès non-discriminatoire, ces derniers pourront préserver la propriété de leur réseau si sa gestion est confiée à un opérateur de réseau indépendant.

Des subventions croisées entre bases d’actifs régulés peuvent être décidées par des États membres, dans des conditions strictes et encadrées (art. 4 du règlement). Dans les premières phases de développement des infrastructures, elles doivent contribuer à définir des tarifs prévisibles pour les premiers utilisateurs du réseau et réduire les risques d’investissement pour les opérateurs de réseau, dans une situation où la capacité disponible est faible et où règne une incertitude sur les perspectives de la demande. Elles devront toutefois être proportionnelles, transparentes, limitées dans le temps et fixées sous contrôle réglementaire. Enfin, ces subventions croisées ne devront pas être payées par les consommateurs d’autres États membres. Les activités d’exploitation des réseaux d’hydrogène doivent en revanche être séparées – au moins sur le plan de la forme juridique et comptable – des autres activités d’exploitation de réseaux gaz ou électricité (art. 63 de la directive).

2. L’accès des tiers au réseau et les tarifs d’accès

L’accès des tiers au réseau devra par ailleurs être garanti pour l’accès aux infrastructures de transport et de stockage d’hydrogène et aux terminaux d’import (art. 6 du règlement, art, 31, 32, 33 de la directive). Les gestionnaires de réseaux d’hydrogène devront se conformer aux exigences imposées aux gestionnaires de réseaux de transport de gaz, telles que l’accès non-discriminatoire au réseau, l’attribution des capacités, la gestion de la congestion, l’équilibrage, et la publication des tarifs pour chaque point du réseau sur une plateforme en ligne exploitée par un Réseau européen des gestionnaires de réseaux d’hydrogène.

Afin d’assurer la sécurité d’approvisionnement, les opérateurs de réseaux d’hydrogène devront évaluer régulièrement la demande du marché pour déterminer de nouveaux investissements (art. 6 et 8 du règlement). La capacité maximale du réseau devra être communiquée aux acteurs du marché, et la durée maximale des contrats d’accès au réseau sera de 20 puis 15 ans, les régulateurs ayant la possibilité d’imposer des durées plus courtes.  

L’accès des tiers sur la base de tarifs d’accès réglementés devrait être la règle par défaut à horizon 2030 pour les installations de transport et de stockage d’hydrogène (art. 31 et 33 de la directive). Afin de garantir la souplesse nécessaire aux opérateurs et de réduire les coûts administratifs pendant la phase de montée en puissance du marché de l’hydrogène, les États membres auront la possibilité d’autoriser le recours à l’accès négocié des tiers jusqu’en 2030. Les terminaux d’hydrogène, où transiteront des importations d’hydrogène ou d’ammoniac liquides, resteront soumis à des tarifs négociés (art. 32 de la directive).

Pour faciliter l’intégration des gaz renouvelables et bas-carbone, le règlement introduit des réductions de tarifs d’accès au réseau jusqu’à 75 %, à la fois au niveau de l’injection par une installation de production et au niveau de l’entrée et de la sortie d’une installation de stockage (art. 16 du règlement). Les tarifs d’accès au réseau d’hydrogène sont, eux, totalement exemptés au niveau des interconnexions transfrontalières (art. 6 du règlement). Pour en bénéficier, les utilisateurs du réseau devront justifier de la consommation de gaz renouvelables ou bas-carbone grâce aux certificats émis via une base de données de l’UE.

3. Les dérogations accordées aux réseaux privés

Les réseaux privés d’hydrogène peuvent se voir octroyer des dérogations et exemptions au régime régulé jusqu’en 2030, notamment en termes d’accès des tiers au réseau et de séparations verticales et horizontales (art. 47 et 48 de la directive).

Il existe aujourd’hui plus de 1 600 km de canalisations en opération en Europe appartenant à Air Liquide, Air Products ou Linde, qui relient directement des producteurs d’hydrogène à des consommateurs industriels, dont 303 km en France.

Avec ces mesures, la Commission européenne reconnait ici le rôle des hubs hydrogène locaux, géographiquement limités, dans le développement par étapes de la filière hydrogène. Néanmoins, ces dérogations devront prendre fin si l’opérateur en fait la demande au régulateur, si le réseau concerné est relié à un autre réseau d’hydrogène, ou si le réseau ou ses capacités sont étendues. Ces exemptions prennent fin après 2030.

4. Le contrôle de la qualité de l’hydrogène et des fuites d’hydrogène

Les opérateurs de réseau d’hydrogène seront responsables du contrôle de la qualité de l’hydrogène, en conformité avec des standards de qualité définissant une pureté de l’hydrogène (art. 49 de la directive). Une approche harmonisée au niveau de l’UE sur le contrôle de la qualité de l’hydrogène aux interconnexions transfrontalières doit faciliter l’intégration du marché (art. 39 du règlement).

Ils auront également à leur charge la prévention des fuites d’hydrogène (art. 49 de la directive). Les opérateurs de réseaux de transport, de stockage et de terminaux d’import devront mener régulièrement des opérations de détection des fuites et de réparation des équipements.

5. Vers un réseau européen d’envergure internationale

Chaque opérateur de réseau hydrogène devra construire des capacités transfrontalières suffisantes pour l’intégration d’une infrastructure européenne de l’hydrogène (art. 46 de la directive). La directive couvre également le cas des interconnexions hydrogène avec des pays tiers (art. 49 de la directive). Des accords internationaux entre l’UE et un pays tiers devront spécifier les attentes en termes d’accès des tiers au réseau, de séparations, et de certification de l’hydrogène renouvelable et bas-carbone. Une façon pour la Commission européenne de reconnaitre l’importance des importations d’hydrogène.

Enfin, les projets d’interconnexion d’hydrogène pourront désormais faire l’objet d’une demande de financement s’ils entrent dans le champ d’application des plans décennaux de développement du réseau à l’échelle de l’UE, à condition qu’ils ne soient pas déjà couverts par les projets importants d’intérêt européen commun (article 53 de la directive gaz).

III. Une gouvernance et une planification pour les réseaux européens d’hydrogène

Un Réseau européen des gestionnaires de réseaux d’hydrogène (European Network of Network Operators for Hydrogen – ENNOH) sera créé à partir du 1er septembre 2024, pour assurer la bonne gestion du réseau et des échanges transfrontaliers (art. 40 du règlement). Le ENNOH préparera des codes de réseaux, qui ne remplaceront toutefois par les codes de réseaux nationaux pour les affaires domestiques, et assurera la planification des infrastructures d’hydrogène (art. 42 du règlement).

D’ici sa création, une plateforme temporaire sera mise sur pieds par la Commission en mobilisant l’ACER, l’ENTSOG, l’ENTSO-E, la nouvelle association pour les gestionnaires de réseaux de distribution européens et les acteurs de marché (art. 41 du règlement). Elle s’occupera des travaux préparatoires et des enjeux de développement d’un réseau d’hydrogène, tandis que l’ENTSOG sera responsable du développement des plans de développement des réseaux d’hydrogène jusqu’à la mise en place de l’ENNOH.

Tous les deux ans, l’ENNOH devra soumettre un Plan de développement du réseau d’hydrogène à dix ans (TYNDP) non-contraignant, évaluant notamment l’offre européenne d’hydrogène (art. 43 du règlement). La planification des réseaux d’hydrogène suivra un objectif de couplage sectoriel et s’inscrira en lien avec les planifications des réseaux de gaz et d’électricité. Tous les deux ans à partir du 15 mai 2026, l’ENNOH devra publier un rapport sur la qualité de l’hydrogène du réseau.

IV. Le cas de l’injection d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel

Si la Commission européenne ne souhaite pas l’encourager outre mesure, les États membres peuvent choisir d’accepter des taux de mélange d’hydrogène dans leurs réseaux de gaz naturel. Pour limiter les risques de fragmentation du marché, la Commission européenne propose une approche harmonisée au niveau européen sous la forme d’un plafond de 5 % en volume d’hydrogène en mélange avec le gaz, que les gestionnaires de réseaux de transport de gaz seront tenus d’accepter aux interconnexions gazières à partir du 1er octobre 2025 partout dans l’UE (article 20 du règlement). Des GRT de pays voisins sont libres d’accepter des taux en mélange plus élevés au niveau de leurs interconnexions transfrontalières.

V. Les droits des consommateurs

Le Paquet applique également un droit des consommateurs allégé à l’hydrogène, en raison de la nature des consommateurs de type entreprises ou collectivités territoriales. Tous les clients doivent être libres d’acheter de l’hydrogène au fournisseur de leur choix et avoir accès à plus d’un fournisseur d’hydrogène en même temps (art. 3 et 4 du règlement).

Le délai nécessaire pour changer un client de fournisseur ne doit pas dépasser trois semaines et être inférieur à 24 heures d’ici 2026 (art. 11 de la directive). Pas de frais de changement de fournisseur pour les petites entreprises et les ménages.

Des factures au moins tous les six mois et des stipulations sur les informations requises, y compris les émissions, les comparaisons de coûts et les informations visant à faciliter le changement de fournisseur (art. 15 de la directive).

Enfin, des compteurs intelligents d’hydrogène doivent être déployés pour permettre de mesurer avec précision la consommation, de fournir des informations sur le temps réel d’utilisation et de transmettre et recevoir des données à des fins d’information, de suivi et de contrôle, par voie électronique. (art. 17 de la directive).