Hydrogène vert · Glossaire

L'hydrogène vert est de l'hydrogène produit par électrolyse de l'eau. L'électricité utilisée à cette fin provient d'énergies renouvelables. Sur le plan chimique, l'hydrogène vert ne se distingue pas des autres hydrogènes. Une molécule de H₂ reste la même, qu'elle ait été obtenue à partir de gaz naturel, de charbon, de biomasse ou d'eau. La couleur décrit uniquement la voie de production et donc le bilan en gaz à effet de serre. « Vert » est ici un terme de la langue courante et de la langue technique, et non une notion juridique. Dans le droit de l'UE, la catégorie correspondante s'appelle « carburants renouvelables d'origine non biologique », abrégée en RFNBO. Des règles précises s'appliquent à cette catégorie concernant l'origine de l'électricité.

Lors de l'électrolyse, l'eau est décomposée en hydrogène et en oxygène à l'aide d'énergie électrique. À titre de valeur indicative approximative, les installations actuelles ont besoin, selon la technique, l'âge et le mode d'exploitation, d'environ 50 à 55 kilowattheures d'électricité par kilogramme d'hydrogène. À cela s'ajoute l'énergie nécessaire à la compression, au stockage, au transport ou à la transformation ultérieure. Un kilogramme d'hydrogène contient environ 33 kilowattheures d'énergie chimique, mesurée au pouvoir calorifique inférieur. Dès la production, environ un tiers de la quantité d'électricité utilisée est donc perdu. L'hydrogène vert n'est donc pas un substitut à l'électricité. C'est un moyen de convertir l'électricité en un vecteur d'énergie chimique stockable.

Voie de production et couleurs de l'hydrogène

Les couleurs de l'hydrogène usuelles classent l'hydrogène selon sa production. L'hydrogène gris est le plus souvent issu du gaz naturel par vaporeformage. Le CO₂ libéré à cette occasion est en règle générale rejeté dans l'atmosphère. L'hydrogène bleu est lui aussi produit à partir de matières premières fossiles, mais une partie du CO₂ doit être captée et stockée. L'hydrogène turquoise est obtenu par pyrolyse du méthane. Il en résulte du carbone solide, à condition que l'énergie du procédé et la fixation durable du carbone soient organisées de manière appropriée. L'hydrogène vert part d'électricité renouvelable et d'eau. L'hydrogène issu de la biomasse est parfois aussi qualifié de « vert » dans le langage courant. Sur le plan juridique, il ne compte toutefois pas parmi les RFNBO dans l'UE, car il est d'origine biologique.

Cette logique des couleurs facilite la communication, mais ne remplace pas un bilan précis. La mention « électricité renouvelable » seule dit peu de choses sur l'impact climatique. Un électrolyseur peut s'approvisionner en électricité sur un réseau à forte part fossile et se contenter d'acheter, sur le plan comptable, des certificats d'électricité verte. Il peut alors causer nettement plus d'émissions que ce que le terme laisse supposer. La Commission européenne le souligne expressément : l'hydrogène produit à partir d'électricité d'origine fossile présente une intensité d'émissions nettement supérieure à celle de l'hydrogène produit de manière conventionnelle à partir de gaz naturel.

Règles de l'UE : additionnalité, corrélation temporelle et géographique

Ce problème a donné lieu, dans l'UE, à des critères contraignants. Ils figurent dans le règlement délégué (UE) 2023/1184. À l'origine, il s'appliquait aux carburants destinés aux transports. Depuis sa modification par le règlement délégué (UE) 2024/1408, il s'applique de manière générale aux carburants renouvelables d'origine non biologique. Les règles valent aussi pour l'hydrogène produit en dehors de l'UE et destiné à y être comptabilisé. L'électricité provenant d'une installation renouvelable directement raccordée est considérée, sous certaines conditions, comme entièrement renouvelable. L'installation doit pour cela avoir été mise en service au plus tôt 36 mois avant l'électrolyseur, et aucune électricité du réseau ne doit y être injectée. Pour l'électricité du réseau, il existe plusieurs voies :

Zones de dépôt des offres à très forte part d'électricité verte : si la part renouvelable l'année précédente dépassait 90 pour cent, l'électricité du réseau peut être considérée comme renouvelable. Le nombre d'heures de fonctionnement est alors limité à cette part.
Zones de dépôt des offres à électricité très propre : si l'intensité d'émissions est inférieure à 18 g d'équivalent CO₂ par mégajoule, l'additionnalité n'est plus exigée. Des contrats d'approvisionnement en électricité renouvelable ainsi que la corrélation temporelle et géographique sont alors toutefois nécessaires.
Redispatching : l'électricité du réseau peut être considérée comme renouvelable si l'électrolyseur a démontrablement réduit l'écrêtement d'installations renouvelables dans le cadre du redispatching.
Tous les autres cas : l'additionnalité, la corrélation temporelle et la corrélation géographique doivent ici être remplies cumulativement.

L'additionnalité a un sens étroit dans le droit de l'UE. L'électricité doit provenir d'installations propres ou, par contrats d'approvisionnement, d'installations renouvelables. Celles-ci ne doivent pas avoir été mises en service plus de 36 mois avant l'électrolyseur et, en principe, ne doivent avoir bénéficié d'aucune aide au fonctionnement ou à l'investissement. L'utilisation d'électricité qui aurait sinon été écrêtée ne relève pas de l'additionnalité. Il existe pour cela la voie spécifique du redispatching. L'entrée Critère d'additionnalité pour l'hydrogène vert en explique les détails.

Concernant la corrélation temporelle : jusqu'au 31 décembre 2029, il suffit que l'hydrogène et l'électricité renouvelable obtenue par contrat soient produits au cours du même mois civil. À partir du 1er janvier 2030, la même heure est exigée. Les États membres peuvent introduire la corrélation horaire sur leur territoire dès le 1er juillet 2027. Indépendamment de cela, la corrélation temporelle est toujours réputée remplie lorsque le prix day-ahead dans la zone de dépôt des offres est d'au plus 20 euros par mégawattheure. Il en va de même lorsqu'il est inférieur à 0,36 fois le prix du quota de CO₂. Concernant la corrélation géographique : l'installation de production doit en principe se situer dans la même zone de dépôt des offres que l'électrolyseur. Des exceptions existent, sous conditions de prix, pour les zones interconnectées et pour certaines zones de dépôt des offres en mer.

Pour les premiers projets, il existe une règle transitoire. Les électrolyseurs mis en service avant le 1er janvier 2028 ne doivent satisfaire à l'additionnalité qu'à partir du 1er janvier 2038. Les règles font actuellement l'objet d'un réexamen. La Commission a annoncé au printemps 2026 une révision ciblée, plus tôt que prévu initialement. Plusieurs États membres et fédérations sectorielles demandent de prolonger les délais transitoires jusqu'à environ 2035. Les organisations environnementales, en revanche, maintiennent les critères comme protection contre des émissions plus élevées. À la date de novembre 2026, la révision n'est pas encore achevée selon les sources examinées. Les délais mentionnés reflètent donc la version en vigueur et peuvent changer.

Distinction par rapport à l'électricité verte, au power-to-gas et au stockage

L'hydrogène vert est souvent assimilé à l'électricité verte. Cette assimilation masque les pertes de conversion. L'électricité peut être utilisée directement dans un moteur, une pompe à chaleur ou un procédé industriel. Si elle est d'abord convertie en hydrogène, puis stockée, transportée et plus tard reconvertie en électricité ou en chaleur, le rendement utilisable diminue nettement. Lors de la reconversion en électricité par piles à combustible ou turbines à gaz, il ne reste le plus souvent qu'environ un tiers à deux cinquièmes de la quantité d'électricité initialement utilisée.

Le power-to-gas est le terme générique désignant les procédés qui convertissent l'électricité en vecteurs d'énergie gazeux. L'hydrogène vert en est une forme. À partir d'hydrogène et de CO₂, on peut produire du méthane de synthèse. Cela relève aussi du power-to-gas, mais ce n'est plus de l'hydrogène. De tels produits dérivés peuvent utiliser l'infrastructure existante. Ils impliquent toutefois des étapes de conversion supplémentaires et des pertes supplémentaires.

Comme moyen de stockage, l'hydrogène vert est surtout intéressant pour de longues durées. Les batteries conviennent bien pour des minutes, des heures et parfois des jours. L'hydrogène peut en revanche compenser les écarts entre les saisons, à condition que de grands stockages comme une cavité saline soient disponibles. Sa force réside moins dans le report quotidien de petites quantités d'électricité. Il convient plutôt à couvrir des creux rares et prolongés de production éolienne et solaire. Il alimente en outre des applications qui ont besoin de molécules comme matière première.

Rôle dans le système électrique et dans l'industrie

L'hydrogène vert relie le système électrique à des secteurs qui dépendent jusqu'ici fortement des énergies fossiles. Dans la sidérurgie, l'hydrogène peut, comme agent réducteur, transformer le minerai de fer en fer et remplacer le charbon. La chimie a besoin d'hydrogène pour l'ammoniac, le méthanol et d'autres produits de base. Les raffineries en consomment déjà aujourd'hui de grandes quantités, le plus souvent produites à partir de sources fossiles. Les carburants de synthèse pour l'aviation et la navigation peuvent eux aussi reposer sur de l'hydrogène vert. Cela est surtout pertinent là où l'électrification directe est difficile.

Une offre importante d'hydrogène ne se constitue donc pas indépendamment du système électrique. Les électrolyseurs augmentent la demande d'électricité. Ils sont en concurrence pour la production renouvelable, les raccordements au réseau, les surfaces, l'eau, le capital et la flexibilité. Ce qui compte, ce n'est donc pas seulement la quantité d'hydrogène nécessaire. Il est tout aussi important de savoir à quelles heures et en quels lieux il peut être produit et quelles applications devraient l'utiliser en premier.

Des électrolyseurs exploités de manière flexible peuvent aider le système électrique. Ils réduisent leur puissance lorsque l'électricité est rare ou chère et produisent davantage lorsque beaucoup d'électricité éolienne ou solaire est disponible. Cela ne se fait toutefois pas automatiquement. De nombreuses installations doivent fonctionner en continu pour couvrir les investissements ou honorer des contrats de livraison. Pour le système électrique, elles ne représentent alors qu'une charge permanente supplémentaire. Un fonctionnement flexible nécessite une conception technique adaptée, des stockages intermédiaires, des contrats appropriés et des règles de marché. La future corrélation horaire dans l'UE exige expressément que la production suive l'offre d'électricité renouvelable.

Idées reçues courantes

Une idée reçue fréquente : l'électricité verte excédentaire serait à l'avenir disponible gratuitement en grandes quantités pour l'hydrogène. Certes, l'écrêtement des installations éoliennes et solaires existe, surtout en cas de congestions du réseau. Ces quantités ne sont toutefois ni fiables ni suffisantes pour toute une économie de l'hydrogène. Les électrolyseurs ont besoin d'un taux d'utilisation minimal pour que l'investissement soit rentable. S'ils ne fonctionnent que quelques heures par an, l'hydrogène devient cher.

Pour la chaleur des bâtiments, la pompe à chaleur est dans la plupart des cas nettement plus efficace. Si l'électricité verte est d'abord convertie en hydrogène puis brûlée dans une chaudière, chaque unité de chaleur nécessite un multiple d'électricité. Dans les transports, les piles à combustible peuvent être pertinentes pour certains véhicules utilitaires lourds ou applications spéciales. Pour les voitures particulières, la batterie est plus avantageuse sur le plan énergétique. L'hydrogène vert complète donc l'électrification là où l'utilisation directe de l'électricité atteint ses limites. Il n'en est pas un substitut général. Le terme devient problématique lorsqu'il sert à justifier une infrastructure fossile. Une installation peut certes être « compatible avec l'hydrogène ». Il n'en résulte toutefois pas que de l'hydrogène vert sera disponible à temps sur le site.

Coûts, responsabilité et sécurité d'approvisionnement

Les coûts se composent de plusieurs postes : électricité, investissement dans l'électrolyseur, heures de fonctionnement, redevances de réseau et raccordement, traitement de l'eau, compression, transport, stockage et, le cas échéant, transformation ultérieure. Les règles de preuve et de certification influencent également les coûts, car elles codéterminent l'approvisionnement en électricité et les temps de fonctionnement. Des prix de l'électricité bas ne suffisent donc pas. L'hydrogène vert devient rentable là où production, infrastructure et demande sont planifiées conjointement. La responsabilité est répartie entre de nombreux niveaux. Les règles du marché de l'électricité, la régulation des réseaux, les règles de preuve de l'UE, la politique de soutien et les partenariats énergétiques pour les importations s'articulent entre eux.

Pour la sécurité d'approvisionnement, l'hydrogène vert peut devenir important dans des centrales fonctionnant rarement. De telles centrales fournissent une puissance garantie lorsque peu d'électricité éolienne et solaire est disponible et que la charge est élevée. Leurs besoins en combustible restent limités par rapport à la consommation totale d'électricité. Cela requiert toutefois des stockages, des capacités de centrales, une conception de marché adaptée et un financement clair de la disponibilité. Globalement, le terme est précis lorsqu'il rend transparentes la voie de production et l'origine de l'électricité. Il devient imprécis lorsqu'il présente l'hydrogène de manière générale comme neutre pour le climat en occultant les pertes de conversion, la rareté et les règles de preuve.

Sources

Delegierte Verordnung (EU) 2023/1184 der Kommission vom 10. Februar 2023 (Unionsmethode für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs) — Europäische Kommission / EUR-Lex; 2023-02-10 (ABl. L 157 vom 20.6.2023). Erwägungsgründe 2, 5, 6, 8; Art. 3, 4, 5, 6, 7
Renewable Energy Directive — European Hydrogen Observatory (Clean Hydrogen Partnership); unbekannt. Abschnitt Delegated Acts
Associations urge the EU Commission to swiftly revise the RFNBO criteria — H2-international; 2026 (Bezug auf Verbändebrief vom 22.09.2026). gesamter Artikel
Evidence for an Effective RFNBO Review — Environmental Defense Fund Europe; unbekannt (URL-Pfad 2026/01/07; Text bezieht sich auf Mai 2026). Einleitung
Delegierte Verordnung (EU) 2024/1408 zur Änderung der Delegierten Verordnung (EU) 2023/1184 — Europäische Kommission / EUR-Lex; 2024. Erwägungsgründe; Änderung von Titel und Art. 2

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Edited by eCMS on 12.11.2026 05:05