Électrolyse et biohydrogène : les RFNBO, et pourquoi l’électricité issue du biogaz relève d’une autre catégorie

L’hydrogène issu de l’électrolyse de l’eau alimentée en électricité renouvelable est, dans le droit de l’UE, un carburant renouvelable d’origine non biologique (RFNBO), c’est-à-dire un carburant dont l’énergie provient de sources renouvelables autres que la biomasse. Il ne s’agit donc pas de « biohydrogène », même si l’installation est alimentée par l’électricité d’une unité de méthanisation : l’énergie issue du biogaz provient de la biomasse, si bien que l’hydrogène qui en est produit n’entre pas dans la définition des RFNBO et relève plutôt des règles applicables aux carburants issus de la biomasse. La distinction entre ces deux catégories est importante pour le soutien, les objectifs et la certification.

Définitions

La directive RED III (UE) 2023/2413 fixe des objectifs pour l’hydrogène et les carburants renouvelables dans l’industrie et les transports, et consolide la définition des RFNBO.

Règles applicables à l’électricité

Le règlement délégué (UE) 2023/1184 précise dans quels cas l’électricité utilisée pour l’électrolyse peut être considérée comme entièrement renouvelable. Principales règles :

1. Additionnalité : l’installation de production d’hydrogène doit être liée à de nouvelles capacités renouvelables (dans un délai déterminé), ou à de l’électricité du réseau présentant une intensité d’émissions suffisamment faible, ou encore à des situations d’écrêtement de la production.
2. Corrélation temporelle : la quantité d’énergie consommée pour l’électrolyse doit correspondre à la production d’énergie renouvelable au cours de la même période de règlement (initialement mensuelle, puis horaire selon les dispositions prévues).
3. Corrélation géographique : la source renouvelable et l’électrolyseur doivent se situer dans la même zone de marché de l’électricité ou dans une zone interconnectée.

Il convient de se reporter au texte du règlement pour les détails et les périodes transitoires. Ces règles visent à empêcher que soit déclaré « vert » un hydrogène qui, en pratique, augmenterait le recours au charbon dans le système.

Unité de méthanisation et électrolyse

Une unité de méthanisation qui produit de l’électricité à partir de biogaz peut alimenter un électrolyseur. L’hydrogène provient alors d’une énergie issue de la biomasse : dans la réglementation de l’UE, il est traité comme un carburant issu de la biomasse, si le biogaz répond aux critères de durabilité. Alternativement, une unité de méthanisation associée à une ferme photovoltaïque ou éolienne peut alimenter l’électrolyseur avec l’énergie de ces sources et obtenir le statut de RFNBO, pour autant que les exigences du règlement soient remplies. Par ailleurs, l’hydrogène peut être combiné au CO₂ biogénique dans un procédé de méthanation (voir l’article sur le power-to-gas).

Consommation d’énergie

L’électrolyse de l’eau exige de l’énergie : le minimum théorique est d’env. 39,4 kWh/kg de H₂ (valeur au pouvoir calorifique supérieur) ou 33,3 kWh/kg (selon le pouvoir calorifique inférieur), tandis que dans les systèmes réels, en tenant compte des équipements auxiliaires, la consommation s’établit généralement à 50–55 kWh/kg de H₂. Exemple : un électrolyseur de 1 MW fonctionnant 4000 heures par an consomme 4000 MWh et, à 52 kWh/kg, produit env. 77 t de H₂ par an (4 000 000 / 52 ≈ 76 900 kg). À titre de comparaison, la même énergie sous forme de biométhane (10 kWh/m³) correspondrait à 400 000 m³ de gaz. Ce calcul illustre l’écart de valeur énergétique et les raisons pour lesquelles l’hydrogène n’est envisagé que là où il est indispensable.

Coût

Le coût de l’hydrogène issu de l’électrolyse dépend principalement du prix de l’électricité, du facteur d’utilisation de l’électrolyseur et du coût du capital. Lorsque la durée de fonctionnement est courte (par exemple uniquement lors des excédents d’énergies renouvelables), le coût du capital par kg augmente. À l’inverse, lorsque le facteur d’utilisation de l’électrolyseur est élevé, le coût est dominé par le prix de l’électricité. Dans toute analyse, il faut toujours indiquer les hypothèses : prix de l’énergie, heures de fonctionnement, CAPEX, rendement et période de règlement.

Signification pour les unités de méthanisation

1. Une unité de méthanisation peut être fournisseur de CO₂ pour la méthanation avec de l’hydrogène.
2. Elle peut être un consommateur local d’hydrogène (par ex. pour renforcer la production de méthane).
3. Elle peut produire de l’hydrogène à partir de biométhane (reformage).
4. Elle doit veiller à ce que les déclarations « hydrogène vert » et « biohydrogène » soient conformes aux définitions.

Précautions dans la communication commerciale

Dans les documents publicitaires, on emploie parfois la notion d’« hydrogène vert issu du biogaz ». Avant de l’utiliser, vérifiez s’il s’agit d’hydrogène issu d’une électrolyse avec une électricité répondant aux exigences applicables aux RFNBO, ou d’hydrogène issu du reformage de biométhane, qui est un carburant issu de la biomasse. La désignation exacte de la catégorie détermine si le produit peut être comptabilisé dans les objectifs de l’industrie ou des transports, quels documents sont nécessaires et quelles exigences de réduction des émissions de GES doivent être respectées.

Conclusion

La distinction entre les RFNBO et les carburants issus de la biomasse est importante sur le plan réglementaire et commercial. L’hydrogène issu de l’électrolyse ne devient pas du biohydrogène du fait que l’électricité provient du biogaz ; il s’agit d’hydrogène issu d’une électrolyse alimentée par de l’énergie de biomasse, traité comme un carburant issu de la biomasse, et soumis à des exigences différentes de celles des RFNBO.