Face à l’urgence climatique et aux enjeux de transition énergétique, l’hydrogène vert s’impose comme une solution prometteuse pour décarboner de nombreux secteurs industriels et énergétiques. Contrairement à l’hydrogène gris ou bleu, produit à partir d’énergies fossiles, l’hydrogène vert est issu de l’électrolyse de l’eau alimentée par des sources d’électricité renouvelables. Cette filière émergente nécessite un encadrement juridique adapté pour sécuriser les investissements colossaux qu’elle requiert tout en garantissant son développement durable. L’Union européenne et la France ont récemment mis en place des cadres réglementaires ambitieux pour structurer cette filière stratégique, entre soutien financier et exigences environnementales.
Le cadre juridique européen : fondement de la stratégie hydrogène
L’Union européenne a posé les bases d’une politique ambitieuse en matière d’hydrogène vert à travers plusieurs textes fondateurs. Le Pacte vert européen (European Green Deal) présenté en décembre 2019 identifie déjà l’hydrogène comme l’un des vecteurs énergétiques prioritaires pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Cette orientation s’est concrétisée en juillet 2020 avec l’adoption de la Stratégie européenne pour l’hydrogène, qui fixe des objectifs de déploiement par phases et établit un cadre de classification des différents types d’hydrogène.
Le règlement européen 2023/1804 relatif aux carburants renouvelables d’origine non biologique (RFNBO) constitue une avancée majeure dans l’encadrement juridique de l’hydrogène vert. Ce texte définit précisément les critères pour qu’un hydrogène soit qualifié de « renouvelable » et puisse bénéficier des mécanismes de soutien associés. Parmi ces critères figurent :
- La réduction des émissions de gaz à effet de serre d’au moins 70% par rapport aux combustibles fossiles
- L’utilisation d’électricité provenant d’installations renouvelables dédiées ou respectant des critères d’additionnalité
- La corrélation temporelle entre production d’électricité renouvelable et production d’hydrogène
Le paquet législatif « Fit for 55 », adopté en 2021, renforce cette dynamique en fixant des objectifs contraignants d’incorporation d’hydrogène renouvelable dans différents secteurs. La directive sur les énergies renouvelables (RED III) impose ainsi que 42% de l’hydrogène utilisé dans l’industrie provienne de sources renouvelables d’ici 2030, avec une trajectoire progressive commençant à 35% en 2026-2027.
Sur le plan financier, le système européen d’échange de quotas d’émission (EU ETS) joue un rôle incitatif indirect en renchérissant le coût des énergies fossiles. Plus directement, le Fonds pour l’innovation doté de 38 milliards d’euros sur la période 2020-2030 finance des projets innovants dans le domaine de l’hydrogène vert. La Banque européenne d’investissement s’est engagée à soutenir massivement le déploiement de cette filière, notamment via son programme InvestEU.
Un mécanisme juridique particulièrement novateur est celui des Projets importants d’intérêt européen commun (PIIEC ou IPCEI en anglais). Ces projets bénéficient d’un régime dérogatoire au droit commun des aides d’État, permettant un soutien public plus massif. Deux PIIEC dédiés à l’hydrogène ont déjà été approuvés, représentant plus de 15 milliards d’euros de financements publics pour développer l’ensemble de la chaîne de valeur.
Le cadre juridique français : une stratégie nationale ambitieuse
La France a rapidement traduit les ambitions européennes dans son droit national, tout en y ajoutant des spécificités propres. La Stratégie nationale pour le développement de l’hydrogène décarboné, présentée en septembre 2020, constitue le socle de cette politique avec une enveloppe initiale de 7 milliards d’euros sur la période 2020-2030. Cette stratégie a été juridiquement consolidée par plusieurs textes législatifs.
La loi Climat et Résilience du 22 août 2021 intègre l’hydrogène renouvelable et bas-carbone dans les objectifs de la politique énergétique nationale. Elle modifie le Code de l’énergie pour y introduire une définition juridique des différentes catégories d’hydrogène et prévoit des mécanismes de soutien spécifiques. L’ordonnance n°2021-167 du 17 février 2021 relative à l’hydrogène crée un cadre juridique complet qui :
- Définit les différentes catégories d’hydrogène selon leur mode de production
- Établit un système de traçabilité via des garanties d’origine
- Prévoit des mécanismes de soutien public adaptés aux spécificités de cette filière
Le décret n°2021-1596 du 8 décembre 2021 précise les critères permettant de qualifier un hydrogène de « renouvelable » ou « bas-carbone ». Pour être considéré comme renouvelable, l’hydrogène doit être produit soit par électrolyse alimentée par de l’électricité renouvelable, soit par d’autres procédés utilisant exclusivement des sources renouvelables. L’hydrogène bas-carbone correspond quant à lui à une production dont l’analyse du cycle de vie démontre des émissions inférieures à un seuil fixé par arrêté.
Sur le plan des mécanismes de soutien, le droit français prévoit deux dispositifs principaux :
Le soutien à l’investissement, principalement via les appels à projets de l’ADEME dans le cadre du Programme d’investissements d’avenir (PIA) et de France 2030. Ces dispositifs permettent de financer jusqu’à 60% des coûts d’investissement pour les démonstrateurs et premières installations commerciales.
Le soutien au fonctionnement à travers un mécanisme de complément de rémunération, similaire à celui existant pour les énergies renouvelables électriques. Ce dispositif, prévu par le décret n°2022-477 du 4 avril 2022, garantit aux producteurs d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone une rémunération couvrant l’écart de coût avec l’hydrogène fossile.
Au niveau de la planification territoriale, les Schémas régionaux d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET) doivent désormais intégrer un volet dédié à l’hydrogène, permettant de coordonner le déploiement des infrastructures de production et de distribution à l’échelle régionale.
Régimes d’autorisation et encadrement des risques industriels
La mise en œuvre de projets d’hydrogène vert implique de naviguer dans un environnement réglementaire complexe en matière d’autorisations administratives et de maîtrise des risques. L’hydrogène étant un gaz hautement inflammable, sa production, son stockage et sa distribution sont soumis à des règles strictes.
Les installations de production d’hydrogène par électrolyse relèvent du régime des Installations Classées pour la Protection de l’Environnement (ICPE), principalement sous les rubriques 3420 (fabrication de produits chimiques inorganiques) et 4715 (stockage d’hydrogène). Selon la capacité de production et de stockage, ces installations peuvent être soumises à :
- Simple déclaration pour les petites unités (stockage < 100 kg)
- Enregistrement pour les installations de taille intermédiaire
- Autorisation pour les grandes unités, avec étude d’impact et étude de dangers
Les projets de grande envergure peuvent être soumis à évaluation environnementale systématique ou au cas par cas, selon les critères définis à l’article R.122-2 du Code de l’environnement. Cette procédure implique la réalisation d’une étude d’impact approfondie et l’organisation d’une enquête publique.
La directive Seveso III, transposée en droit français, s’applique aux installations stockant d’importantes quantités d’hydrogène (seuil bas : 5 tonnes, seuil haut : 50 tonnes). Les établissements concernés doivent mettre en place des mesures de prévention renforcées et élaborer des plans de prévention des risques technologiques (PPRT).
Pour les stations de distribution d’hydrogène destinées à la mobilité, un cadre réglementaire spécifique a été établi par l’arrêté du 22 octobre 2018. Ce texte fixe les prescriptions techniques applicables à ces installations, notamment en termes de distances de sécurité, d’équipements de détection et de protection contre l’incendie.
Le transport d’hydrogène par canalisation est encadré par les dispositions du Code de l’environnement relatives aux canalisations de transport de matières dangereuses (articles R.554-1 et suivants). L’autorisation de construire et d’exploiter est délivrée par le préfet après enquête publique et avis de la Commission nationale d’évaluation de la sécurité des ouvrages souterrains.
Un aspect juridique novateur concerne la reconversion des infrastructures gazières existantes pour le transport d’hydrogène. La loi n°2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables a introduit des dispositions facilitant cette reconversion, notamment en simplifiant les procédures d’autorisation pour les gestionnaires de réseaux.
Pour les usages mobiles de l’hydrogène, notamment dans les véhicules, la directive 2014/94/UE sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs établit des normes techniques harmonisées. Le règlement (UE) 2019/1242 fixe quant à lui des objectifs de réduction des émissions de CO2 pour les poids lourds neufs, créant une incitation indirecte au déploiement de véhicules à hydrogène.
La normalisation technique joue un rôle fondamental dans la sécurisation de la filière hydrogène. Les normes ISO 14687 (qualité de l’hydrogène), ISO 19880 (stations de ravitaillement) et ISO 22734 (électrolyseurs) constituent le socle technique sur lequel s’appuient les réglementations nationales et européennes.
Défis juridiques liés à l’intégration dans les réseaux énergétiques
L’intégration de l’hydrogène vert dans les systèmes énergétiques existants soulève des questions juridiques complexes, notamment concernant l’accès aux réseaux électriques pour les électrolyseurs et le développement d’infrastructures dédiées au transport et au stockage d’hydrogène.
La production d’hydrogène par électrolyse nécessite un approvisionnement en électricité renouvelable, ce qui implique une connexion au réseau électrique. Le statut juridique des électrolyseurs dans ce contexte a été précisé par la loi n°2023-175 du 10 mars 2023, qui les qualifie de « consommateurs d’électricité » plutôt que de « moyens de stockage ». Cette qualification a des implications importantes en termes de :
- Tarifs d’accès au réseau applicables
- Contribution aux mécanismes de capacité
- Participation aux services système
Pour favoriser l’intégration des électrolyseurs, le décret n°2022-495 du 7 avril 2022 a introduit un régime dérogatoire permettant une réduction des tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) pour ces installations, sous certaines conditions d’effacement lors des périodes de tension sur le réseau.
Concernant le développement d’un réseau d’hydrogène dédié, l’Union européenne a proposé en décembre 2021 un paquet législatif sur les marchés du gaz et de l’hydrogène. Ce texte, actuellement en cours de négociation, vise à créer un cadre réglementaire pour un marché de l’hydrogène intégré à l’échelle européenne, avec des règles sur :
La régulation des infrastructures d’hydrogène (réseaux de transport, stockages souterrains)
L’accès des tiers aux réseaux et la tarification
La séparation des activités de production, transport et distribution (unbundling)
En France, la loi n°2023-175 a anticipé ce cadre européen en introduisant dans le Code de l’énergie des dispositions relatives aux réseaux d’hydrogène. Elle crée notamment un régime d’autorisation spécifique pour les infrastructures de transport d’hydrogène et prévoit la possibilité de définir des zones de développement prioritaires où le raccordement aux réseaux d’hydrogène bénéficiera de conditions favorables.
La question du mélange d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel (blending) fait l’objet d’un encadrement progressif. L’arrêté du 23 novembre 2020 autorise l’injection d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel jusqu’à une concentration de 6% en volume, sous réserve du respect de conditions techniques définies par les gestionnaires de réseaux. Des expérimentations visant à augmenter ce taux sont en cours, encadrées par des dérogations accordées par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).
Le stockage d’hydrogène à grande échelle, notamment dans des cavités salines, constitue un enjeu majeur pour gérer l’intermittence des énergies renouvelables. Le régime juridique applicable à ces installations combine :
Le Code minier pour la création des cavités par dissolution
La réglementation ICPE pour l’exploitation du stockage
Des questions juridiques émergent concernant la propriété intellectuelle dans ce secteur en plein développement technologique. Les brevets sur les technologies d’électrolyse, de piles à combustible et de stockage font l’objet d’une intense activité, avec des enjeux de licences et de transferts de technologie. Le règlement (UE) 2022/1031 sur les subventions étrangères créé un cadre de contrôle qui pourrait s’appliquer aux investissements étrangers dans cette filière stratégique.
Enfin, la dimension transfrontalière des projets d’hydrogène, notamment pour les importations depuis des pays disposant d’un fort potentiel renouvelable, nécessite des accords internationaux spécifiques. Le partenariat stratégique entre la France et l’Allemagne annoncé en mai 2023 pour le développement d’un « corridor hydrogène » illustre cette tendance à la coopération renforcée en matière d’infrastructures énergétiques.
Perspectives d’évolution du cadre juridique et enjeux futurs
Le cadre juridique de l’hydrogène vert se trouve à un stade intermédiaire de son développement. Si les fondations sont posées, de nombreuses évolutions sont attendues pour accompagner la montée en puissance de cette filière stratégique et répondre aux défis qu’elle soulève.
La certification de l’hydrogène vert constitue un enjeu majeur pour garantir sa traçabilité et valoriser ses bénéfices environnementaux. Le système européen de garanties d’origine, prévu par la directive RED III, doit être pleinement déployé. En France, le décret n°2021-1273 du 30 septembre 2021 a établi un cadre pour ces garanties, mais son opérationnalisation reste à finaliser avec la désignation d’un organisme gestionnaire et l’établissement de règles précises de comptabilisation.
L’harmonisation des critères de durabilité au niveau mondial représente un défi juridique considérable. Des initiatives comme la certification CertifHy au niveau européen ou les travaux de l’International Partnership for Hydrogen and Fuel Cells in the Economy (IPHE) visent à établir des méthodologies communes d’évaluation de l’empreinte carbone. Ces travaux pourraient aboutir à terme à des accords internationaux de reconnaissance mutuelle des certifications.
La question du mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (CBAM) et son application à l’hydrogène importé constitue un point d’attention particulier. Le règlement européen établissant ce mécanisme, adopté en mai 2023, intègre l’hydrogène dans son champ d’application à partir de 2026. Cette mesure vise à préserver la compétitivité de la production européenne face à des importations potentiellement moins vertueuses sur le plan environnemental.
L’évolution des modèles économiques et contractuels nécessitera des adaptations juridiques. Les contrats d’achat à long terme d’hydrogène vert (Hydrogen Purchase Agreements ou HPA), inspirés des PPA dans le secteur électrique, commencent à émerger mais soulèvent des questions juridiques spécifiques en termes de :
- Garanties de durabilité et traçabilité
- Mécanismes de révision des prix
- Gestion des risques liés à l’évolution réglementaire
Les mécanismes de soutien public devront évoluer pour accompagner la maturation de la filière. Le passage progressif de subventions à l’investissement vers des mécanismes de soutien au fonctionnement, puis vers des approches de type Carbon Contracts for Difference (CCfD) est déjà envisagé. Ces contrats, actuellement en discussion au niveau européen, garantiraient aux industriels utilisant de l’hydrogène vert une compensation basée sur le différentiel de coût par rapport aux solutions carbonées.
La gouvernance multi-niveaux de cette filière émergente constitue un défi juridique en soi. La coordination entre politiques européennes, nationales et territoriales nécessite des mécanismes adaptés. La loi n°2023-175 a prévu la création d’un Comité national de l’hydrogène rassemblant l’ensemble des parties prenantes pour orienter la stratégie nationale.
L’intégration de l’hydrogène dans la planification énergétique devra être renforcée. La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) pour la période 2024-2033, actuellement en préparation, accordera une place plus importante à ce vecteur énergétique, avec des objectifs chiffrés et des trajectoires de déploiement sectorielles.
La simplification des procédures d’autorisation constitue un levier majeur pour accélérer le déploiement des projets. L’extension du régime des « projets d’intérêt général majeur » aux installations de production d’hydrogène vert est envisagée, ce qui permettrait de réduire les délais d’instruction et de sécuriser les autorisations.
Enfin, la dimension internationale du développement de l’hydrogène vert appelle à l’émergence d’un droit international spécifique. Des accords bilatéraux comme celui signé entre la France et le Maroc en novembre 2022 pour le développement de projets communs préfigurent cette évolution. À plus long terme, la création d’une Organisation internationale de l’hydrogène, sur le modèle de l’Agence internationale de l’énergie, pourrait contribuer à structurer la gouvernance mondiale de ce secteur stratégique.