Par Clara Scarabotto avocate et Me Stéphanie Gandet avocate associée LEXION AVOCATS

Le premier appel d’offres visant à soutenir la production d’hydrogène décarboné a été lancé. 

L’objectif est de faire émerger, à terme, environ 1 Gigawatt (GW) de capacité de production d’hydrogène par électrolyse en France. 

L’AO vise à soutenir la production d’hydrogène décarbonée destinée à l’industrie au cours des 15 prochaines années, hors raffinage, avec une aide proportionnelle à la quantité d’hydrogène produite.

À la fin de l’année 2024, dix candidats avaient été présélectionnés pour participer à un dialogue concurrentiel afin de préciser le cahier des charges. Cela a ainsi permis de tenir compte de la réalité du marché et les besoins technico-économiques des industriels.

Le cahier des charges a été approuvé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Les candidats présélectionnés sont invités à déposer leurs offres avant le 27 février 2026.

Hydrogène décarboné : publication du cahier des charges du premier appel d’offres | Ministère de l’Économie des Finances et de la Souveraineté industrielle et énergétique

Cette actualité réglementaire est l’occasion d’un état des lieux et enjeux réglementaires européens et nationaux du développement de la filière hydrogène.

Cadre européen 

Pour rappel, il a été adopté, par le Règlement (UE) 2021/1119, un objectif de neutralité carbone à atteindre, au plus tard, en 2050 impliquant un « équilibre entre les émissions et les absorptions des gaz à effet de serre » en vue de contenir l’élévation de la température moyenne en dessous de 2° par rapport au niveau préindustriel.  

Dans la communication en date du 11 décembre 2019, la Commission Européenne a proposé un Pacte Vert afin d’atteindre l’objectif d’une « absence d’émission nette de gaz à effet de serre d’ici 2050 ». 

A cette fin, il a notamment été souligné l’impératif: 

• de faire évoluer les infrastructures énergétiques pour favoriser, notamment le déploiement des réseaux de distribution d’hydrogène,

• de garantir l’approvisionnement en matière première durable, dont en priorité l’hydrogène, 

• et d’accroître la recherche et l’innovation nécessaires dans le domaine de l’hydrogène.

La Commission Européenne s’est en parallèle dotée, le 8 juillet 2020, d’une stratégie visant à développer fortement la production d’hydrogène renouvelable au sein du continent, en prenant acte que l’hydrogène est « une solution pour décarboner les processus industriels et les secteurs économiques », l’établissant comme « une priorité essentielle pour la réalisation du pacte vert pour l’Europe et de la transition de l’Europe vers une énergie propre »

Cette énergie secondaire a notamment pour vocation de servir de matière première, de carburant, de vecteur énergétique et de solution de stockage.  

La Commission déclare ainsi qu’il « est essentiel de réaliser rapidement le déploiement à grande échelle d’hydrogène propre. ».

Les différents types d’hydrogène ont été définis de la manière suivante : 

• «hydrogène électrolytique» comme étant l’hydrogène produit par électrolyse de l’eau (dans un électrolyseur, alimenté par de l’électricité), quelque soit le mode de production de l’électricité (charbon, renouvelable, ou nucléaire). 

• «hydrogène renouvelable» (ou propre) comme étant l’hydrogène produit par électrolyse de l’eau avec de l’électricité d’origine renouvelable. Le bilan carbone sur la totalité du cycle de vie doit être proche de zéro. 
• «hydrogène bas carbone» recoupe l’hydrogène d’origine fossile avec captage du carbone et l’hydrogène électrolytique incluant un bilan-carbone considérablement réduit par rapport à l’hydrogène produit avec les techniques existantes.

• -«combustibles de synthèse dérivés de l’hydrogène, divers combustibles gazeux et liquides dérivés de l’hydrogène et du carbone. » incluant que la composante «hydrogène» du gaz de synthèse doit être renouvelable (ex : kérosène de synthèse pour l’aviation, le gazole de synthèse pour les voitures, et diverses molécules utilisées dans la fabrication de produits chimiques et d’engrais).

Le développement de l’hydrogène renouvelable aura également, par effet ricochet de permettre l’équilibre des réseaux de transport d’électricité : 

• en transformant l’électricité en hydrogène lorsque l’électricité d’origine renouvelable est abondante et peu onéreuse, offrant ainsi des solutions flexibles, 

• en stockant l’électricité, soit de manière journalière ou saisonnière, constituant un appoint et remplissant une fonction de tampon.

Dès lors, il est retranscrit que « le développement du secteur de l’hydrogène passera par une masse critique d’investissements, un cadre réglementaire favorable, […]  un réseau d’infrastructures de grande envergure », avec pour objectif d’atteindre une capacité de production de 40 GW d’ici à 2030 au sein de l’Union Européenne. 

A cette fin, il a été retranscrit les impératifs suivants : 

• développer la construction d’électrolyseur d’hydrogène renouvelable auprès des industries lourdes (raffinerie, sidérurgie et chimique), 

• développer le déploiement de stations de ravitaillement pour les bus et camions équipés de piles à combustible 

• planifier des infrastructures centrales de distribution d’hydrogène, corroboré d’une logistique à l’échelle de l’UE pour assurer le transport de l’hydrogène, tel que par exemple le projet de construction du Réseau Hy-Fen. 

• développer des pôles locaux d’hydrogène par des « vallées de l’hydrogène » tel que par exemple le programme Zero Emission Valley développé au sein de la région Auvergne-Rhône-Alpes

• construire des unités de captage et d’utilisation du Co² auprès des unités de production d’hydrogène fossile 

• la mise en place d’un cadre réglementaire incitatif favorisant la naissance d’un marché compétitif visant à combler les différences de coût entre la production d’hydrogène fossile et renouvelable, le tout en respectant les règles relatives aux aides d’État. 

Pour se rendre compte de l’ordre de grandeur, il a été décrit les investissements nécessaires suivants : 

• Pour les investissements nécessaires à la production : 

• d’ici à 2030, les investissements dans les électrolyseurs pourraient représenter entre 24 et 42 milliards €, engendrant un investissement sur la même période, entre 220 et 340 milliards d’€ pour développer une capacité de production d’énergie solaire et éolienne de 80 à 120 GW, 

• d’ici à 2050, les investissements dans les capacités de production se situeraient dans une fourchette de 180 à 470 milliards d’€ dans l’Union.

• Pour les investissements nécessaires au déploiement de système de captage de carbone produit par l’hydrogène fossile, il sera nécessaire environ 11 milliards € pour équiper la moitié des installations existantes.

• Pour les investissements nécessaires pour assurer le transport, la distribution et le stockage de l’hydrogène et pour mettre en place les stations de ravitaillement en hydrogène, il sera nécessaire un investissement d’environ 65 milliards €. 

Plus précisément en matière de carburant, l’hydrogène est mobilisable pour la production de carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur des transports, d’origine non biologique, nommé sous l’acronyme RFNBO. 

Ceux-ci ont été définis à l’article 2 de la Directive 2018/2001, tel que modifié par la Directive 2023/2413 dite RED III, en les termes suivants : les carburants liquides ou gazeux qui sont utilisés dans le secteur des transports, autres que les biocarburants ou biogaz, dont le contenu énergétique provient de sources renouvelables autres que la biomasse; »

Ceux-ci vont recouper ce qui est dénommé les e-carburants issus de procédés chimiques qui peuvent être des carburants liquides ou gazeux pouvant mobiliser l’hydrogène vert, notamment pour faire fonctionner les moteurs à pile à combustible. 

Par la voie de deux règlements en date du 10 février 2023, la Commission Européenne a défini :

• les règles relatives à la production de carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur des transports, d’origine non biologique notamment les conditions pour que « l’électricité utilisée pour la production de carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur des transports, d’origine non biologique, peut être considérée comme entièrement renouvelable »

• un seuil minimal de réduction des émissions de gaz à effet de serre pour les RFNBO, établissant en son article 2, que « La réduction des émissions de gaz à effet de serre résultant de l’utilisation de carburants à base de carbone recyclé est au minimum de 70 %. »

En complément, par un Règlement 2023/1804 en date du 13 septembre 2023 relatif au déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs abrogeant la directive 2014/94/UE, en son article 6, il est prescrit aux États membres de déployer : 

• un nombre minimal de stations de ravitaillement en hydrogène ouvertes au public au plus tard le 31 décembre 2030, notamment à un intervalle maximal de 200 km le long du réseau central du RTE-T (réseau transeuropéen de transport) 

• et au moins une station de ravitaillement en hydrogène ouverte au public déployée dans chaque nœud urbain. 

En matière de transport de l’hydrogène, plusieurs textes sont à retenir :

Marché de distribution de l’hydrogène 

Par l’adoption de la Directive (UE) 2024/1788 relative aux règles communes pour les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène, l’Union a précisé le cadre réglementaire mobilisable au futur marché de l’hydrogène et réseau de transport et distribution de l’hydrogène. 

Il est notamment prévu que la mise en place, au profit des tiers, d’un système d’accès réglementé au réseau et aux terminaux de stockage d’hydrogène. 

Il est néanmoins possible pour les États de régir l’accès au réseau, jusqu’au 31 décembre 2032, un accès négocié directement entre les tiers et les gestionnaires des réseaux. 

Transport d’hydrogène comme marchandise dangereuse  

Par l’adoption de la Directive 2008/68/CE et par renvoi aux accords internationaux en la matière, le transport d’hydrogène est considéré comme un transport de marchandises dangereuses. 

En matière industrielle, rappelons :

D’une part, les unités de production d’hydrogène relèvent du champ d’application de la Directive UE 2010/75 relative aux émissions industrielles (dite IED) par sa mention au point 4.2 de l’Annexe I concernant la production en quantité industrielle par transformation chimique ou biologique de gaz. 

Par l’adoption de la Directive UE 2024/1785, la Commission a réexaminé la nécessité de réviser le seuil d’activité concernant la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau afin d’exclure les unités de production d’hydrogène par électrolyse en déca d’une capacité de production supérieure à 50 tonnes par jour.

De plus, l’activité de captage des flux de CO² en vue de son stockage géologique relève également de la Directive dite IED en son point 6.9, sous réserve que le CO² provient d’une activité relevant également de la même directive, incluant dès lors tous les procédés d’industrie lourde (sidérurgie, métallurgie ou chimique). 

D’autre part, l’hydrogène est désigné comme étant une substance dangereuse désignée en application de l’annexe I de la Directive 2012/18/UE concernant la maîtrise des dangers liés aux accidents majeurs impliquant des substances dangereuses (dite SEVESO), avec pour quantité de soumission au seuil bas à 5 tonnes présente sur site, et à 50 tonnes pour le seuil haut. 

Cette soumission au régime SEVESO va naturellement avoir une incidence concernant les modalités de stockage de l’hydrogène, mais également pour le procédé de production d’hydrogène lui-même, étant donné que la quantité doit se comprendre comme la quantité d’hydrogène présent sur site, incluant dès lors l’hydrogène présent au sein de l’unité de production, pendant le processus. 

Cadre national 

Un plan de déploiement de l’hydrogène a été adopté en 2018 par le Ministre de l’environnement, Nicolas Hulot, retranscrivant l’impulsion européenne en la matière, en prenant acte que l’hydrogène est « un levier essentiel pour la poursuite de la transition énergétique vers la neutralité carbone à l’horizon 2050 ». 

La production d’hydrogène nationale est essentiellement fossile et à destination des industries (désulfurisation de carburants pétroliers à 60%, la synthèse d’ammoniac principalement pour les engrais à 25% et la chimie à 10%), le tout représentant environ 3 % des émissions de gaz à effet de serre nationale. 

Le plan national retranscrit différents axes, dont :

• le développement de la production de l’hydrogène par électrolyse pour l’industrie, avec pour objectif d’atteindre un objectif d’usage d’hydrogène décarboné à hauteur de 20 à 40 % à l’aide d’un dispositif de traçabilité sur l’origine de l’hydrogène 

• le développement de l’usage de l’hydrogène dans le transport, en complément des batteries électriques notamment en accompagnement le développement de véhicules lourds routier, aéronautique ou naval / maritime.

• stabilisation du réseau de transport d’électricité et gazier 

Le cadre législatif relatif à la production d’hydrogène a été adopté par l’Ordonnance n°2021-167 du 17 février 2021, promulguée du fait de l’habilitation donnée au gouvernement par l’article 52 de la loi n°2019-1147 relative à l’énergie et au climat. 

Dans un premier temps, il a été intégré à l’article L.100-4 du code de l’énergie que la politique nationale énergétique a pour objectif, pour répondre à l’urgence écologique et climatique « de développer l’hydrogène bas-carbone et renouvelable et ses usages industriel, énergétique et pour la mobilité, avec la perspective d’atteindre environ 20 à 40 % des consommations totales d’hydrogène et d’hydrogène industriel à l’horizon 2030 »

Dans un second temps, l’article L.811-1 du code de l’énergie a défini l’hydrogène renouvelable et bas carbone de la manière suivante : 

« L’hydrogène renouvelable est l’hydrogène produit soit par électrolyse en utilisant de l’électricité issue de sources d’énergies renouvelables telles que définies à l’article L. 211-2, soit par toute une autre technologie utilisant exclusivement une ou plusieurs de ces mêmes sources d’énergies renouvelables et n’entrant pas en conflit avec d’autres usages permettant leur valorisation directe. Cette électricité peut être fournie dans le cadre d’une opération d’autoconsommation individuelle ou collective définie aux articles L. 315-1 et L. 315-2. Dans tous les cas, son procédé de production émet, par kilogramme d’hydrogène produit, une quantité d’équivalents dioxyde de carbone inférieure ou égale à un seuil.

L’hydrogène bas-carbone est l’hydrogène dont le procédé de production engendre des émissions inférieures ou égales au seuil retenu pour la qualification d’hydrogène renouvelable, sans pouvoir, pour autant, recevoir cette dernière qualification, faute d’en remplir les autres critères. »

La définition de l’hydrogène bas-carbone diffère grandement de celle établie par la Commission européenne, en ce qu’il est défini par rapport à un seuil d’émission de gaz à effet de serre, tel que prescrit par l’arrêté ministériel en date du 1er juillet 2024 l’établissant à 3,38 kilogrammes par kilogramme d’hydrogène produit. 

Cette différence s’explique aisément par la volonté d’intégrer l’hydrogène produit par électricité nucléaire, ce que la définition établie par l’Union ne permet pas du fait de son unique référence aux carburants bas-carbone. 

Ensuite, il a été instauré un dispositif de soutien à la production d’hydrogène aux articles L.812-1 et suivants du code de l’énergie. Celui-ci peut comprendre soit une aide au fonctionnement des unités de production, soit une combinaison d’une aide financière à l’investissement et d’un fonctionnement. 

Ce dispositif comprend une sélection des candidats prés une procédure de mise en concurrence, qui donnera lieu à la conclusion d’un contrat entre l’État et le candidat retenu. 

Pour finir, il est instauré aux articles L.821-1 et suivants des certificats de garantie d’origine et de traçabilité de l’hydrogène afin d’attester du caractère renouvelable et bas-carbone de l’hydrogène cédé et produit. 

• La garantie de traçabilité a vocation à garantir que l’hydrogène cédé à un tiers n’ait pas été mélangé à un autre type d’hydrogène ou de gaz entre l’étape de production et sa cession. (Cf. L.821-2 et L.821-7 du code de l’énergie).

• La garantie d’origine a vocation à garantir l’origine renouvelable ou bas carbone de l’hydrogène, indépendamment de son potentiel mélange ou de sa cession à un tiers. (Cf. L.821-3 du code de l’énergie).

Ainsi, la garantie d’origine a vocation à attester qu’une quantité d’hydrogène renouvelable ou bas carbone a été produite, alors que la garantie de traçabilité a vocation à attester de la quantité d’hydrogène livré. (Cf. L.821-5 du code de l’énergie). 

Il ne peut être émis qu’une seule garantie d’origine ou de traçabilité pour un MWh, signifiant qu’il ne peut être émise une garantie d’origine et une garantie de traçabilité pour un même MWh. 

Ces garanties ne peuvent être valables que pour une durée de 12 mois à compter de la date de production, et sont annulées dès que l’hydrogène est consommé ou injecté au sein du réseau de gaz. (Cf. L.821-8 du code de l’énergie).

Un organisme, désigné par le ministre en charge de l’énergie, est chargé de délivrer, d’assurer le transfert, leur annulation, leur suivi et le contrôle des garanties d’origines. (Cf, L.823-1 et D.823-1 du code de l’énergie). 

Rappels juridiques en matière de réglementation des installations classées. 

Quant au procédé industriel de production d’hydrogène 

• Application du régime dit I.E.D

La production d’hydrogène par électrolyse de l’eau est régie par la rubrique 3420 de la nomenclature des installations classées relative à la « fabrication de produits chimiques inorganiques par transformation chimique ou biologique de produits chimiques inorganiques », soumettant dès lors ces installations au régime d’autorisation et au respect des prescriptions établies au sein de l’arrêté du 4 novembre 2024 relatif aux meilleures techniques disponibles (MTD) applicables à cette activité. 

La modification de la Directive UE 2024/1785 susmentionnée n’a pas été transposée en droit français par la modification de la rubrique, retranscrivant une exception du champ d’application pour les unités de production d’une capacité de production inférieure à 50 tonnes par jour. 

Dès lors, dans l’attente de l’adoption d’un arrêté ministériel en ce sens, il convient de se référer à la doctrine administrative en la matière. 

Ainsi, au regard d’une note interprétative de la rubrique produite par le ministère, il est fait mention que « la fabrication d’hydrogène par électrolyse de l’eau pourrait, selon, notamment le volume d’eau consommée et des enjeux de pression sur les ressources en eau du secteur concerné ou de l’efficacité énergétique du dispositif, ne pas relever de la rubrique 3420. ». 

Il convient ainsi de se référer à un « faisceau d’indice » renvoyant à un critère commercial et un critère environnemental : si le critère commercial ne fait pas vraiment débat dès lors que l’hydrogène a vocation à être vendu à un tiers, des questions de sécurité juridique demeure quant au critère environnemental qui nécessite une appréciation in concreto au regard des caractéristiques et localisation de l’unité de production. 

• Application du régime dit SEVESO.

Une attention particulière doit également être portée sur l’application du régime dit SEVESO susmentionné.

L’hydrogène et l’oxygène sont recensés comme étant des substances désignées nommément désignées aux rubriques 4715 et 4725 de la nomenclature des installations classées. 

Les seuils SEVESO sont les suivants :

Pour l’hydrogène : 

• Seuil bas : supérieur à 5 tonnes 
• Seuil haut : supérieur à 50 tonnes 

Pour l’oxygène : 

• Seuil bas : 200 tonnes 
• Seuil haut : 2 000 tonnes

Afin de déterminer si l’unité de production relève du champ d’application de la Directive, il est nécessaire de réaliser un inventaire tant qualitatif que quantitatif de l’ensemble des substances dangereuses présentes ou susceptibles de l’être au sein de l’établissement pour déterminer : 

• d’une part, si la quantité dépasse directement le seuil bas ou seuil haut. 

• et d’autre part, d’apprécier la mise en œuvre de la règle de cumul au regard des propriétés dangereuses établies au sein du Règlement n° 1272/2008, dit CLP.

Il est donc nécessaire de prendre en compte l’ensemble des substances présentes au sein de l’établissement, même celles qui n’engendrent pas un dépassement des seuils. La soumission de l’unité de production au régime applicable aux établissements SEVESO aura naturellement des incidences sur les prescriptions retranscrites au sein de l’autorisation. 

En dehors des seuils SEVESO, en l’état des textes actuels, le régime au titre des installations classées est le suivant : 

Pour l’hydrogène : 

• Quantité supérieure ou égale à 1 tonne : régime d’autorisation.

• Quantité supérieure ou égale à 100 kg mais inférieure à 1 tonne : régime déclaratif où un arrêté de prescription spéciale pour l’alimentation de chariots à hydrogène sera applicable. 

A défaut, l’arrêté de prescription applicable sera celui en date du 12 décembre 1998. 

Pour l’oxygène : 

• Quantité supérieure ou égale à 200 tonnes : régime d’autorisation.

• Quantité supérieure ou égale à 2 tonnes mais inférieure à 200 tonnes : régime déclaratif engendrant l’application de l’arrêté de prescription générale en date du 10 mars 1997.

Toutefois, des discussions sont en cours afin de créer un régime propre aux électrolyseurs, au stockage, aux stations-services et aux stations de compressions connexes aux canalisations de transport. 

L’objectif est notamment de créer une rubrique soumettant au régime d’enregistrement installations présentant une quantité entre 1 à 5 tonnes d’hydrogène gazeux, et dans un deuxième temps, des discussions similaires seront entreprises concernant l’hydrogène liquide. 

Quant aux stations-services d’approvisionnement d’hydrogène.

• Rubrique 1416 de la nomenclature des installations classées 

En l’état actuel des textes, les stations-services d’hydrogène gazeux relèvent de la rubrique susvisée les soumettant au régime déclaratif obligeant dès lors l’obligation de respecter les prescriptions de l’arrêté ministériel de prescription générale en date du 22 octobre 2018. 

Toutefois, des discussions sont actuellement engagées en vue d’adopter un nouvel arrêté de prescription générale ministériel applicable à la rubrique. 

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Les avocats de LEXION AVOCATS interviennent depuis 2017 dans la filière hydrogène et ont accompagné une dizaine de sites de production d’hydrogène renouvelable par électrolyse, et plusieurs projets de station d’avitaillement.

Par Clara Scarabotto avocate et Me Stéphanie Gandet avocate associée LEXION AVOCATS