Amendement relative à la stimulation du déploiement de la technologie de l'hydrogène en vue de promouvoir le stockage de l'énergie et l’utilisation de l'hydrogène comme vecteur énergétique souple

25 juin 2021 DE BELGIQUE Voir: Doc 55 1603/ (2020/2021): 001: Proposition de résolution de M. Van Lommel et consorts. 002: Amendements

FAIT AU NOM DE LA COMMISSION DE

L’ÉNERGIE, DE L’ENVIRONNEMENT ET DU CLIMAT PAR M. Bert WOLLANTS RAPPORT SOMMAIRE Pages

IV. Discussion des considérants et du dispositif – Annexes: relative à la stimulation du déploiement de la technologie de l’hydrogène en vue de promouvoir le stockage de l’énergie et l’utilisation de l’hydrogène comme vecteur énergétique souple PROPOSITION DE RÉSOLUTION

N-VA : Nieuw-Vlaamse Alliantie Ecolo-Groen Ecologistes Confédérés pour l’organisation de luttes origi PS Parti Socialiste VB Vlaams Belang MR Mouvement Réformateur CD&V Christen-Democratisch en Vlaams PVDA-PTB Partij van de Arbeid van België – Parti du Travail de Belgi Open Vld Open Vlaamse liberalen en democraten Vooruit cdH centre démocrate Humaniste DéFI Démocrate Fédéraliste Indépendant INDEP-ONAFH : Indépendant - Onafhankelijk MESDAMES, MESSIEURS, Votre commission a examiné cette proposition de résolution au cours de ses réunions des 12 et 19 janvier, 2 mars et 15 juin 2021.

I. — PROCÉDURE Au cours de sa réunion du 12 janvier 2021, la commission a décidé d’organiser une audition. Le 19 janvier 2021, la commission a décidé d’y inviter les personnes suivantes: — M. Jacques Vandermeiren, Port d’Anvers; — M. Adwin Martens, “Waterstofnet”; — M. Pascal De Buck, Fluxys; — Mme Els Brouwers, Essencia; — M. Marc van den Bosch, Febeg; — Prof. Dr. Ad van Wijk, Université de Delft; — M. Pieter Vingerhoets, EnergyVille-VITO.

Le rapport de cette audition qui a eu lieu le 2 mars 2021 figure en annexe au présent rapport (annexe 7). mission a aussi décidé de demander des avis écrits. La liste des personnes et organisations à consulter a été arrêtée le 19 janvier 2021 comme suit: — les régions; — Agoria. Le 26 février 2021, la commission a également reçu un avis d’initiative de la Fédération Pétrolière Belge. Ces avis écrits figurent également en annexe au présent rapport (annexes 1 à 6).

Au cours de la réunion du 15 juin 2021, la proposition de résolution visant à promouvoir le développement technologique lié à l’hydrogène propre et décarboné comme matière première produite à des fins industrielles et comme vecteur énergétique d’avenir (DOC 55 1822/001)

a été, à la demande de ses auteurs, jointe à la discussion de la présente proposition de résolution. Mais, au cours de la même réunion, la commission a décidé, à la demande de ses auteurs, de disjoindre de la discussion la présente proposition de résolution. II. — EXPOSÉ INTRODUCTIF M. Reccino Van Lommel (VB), auteur principal de la proposition de résolution, indique que la question du stockage de l’énergie revient régulièrement dans les discussions de la commission.

Il regrette que cette question n’ait pas été abordée de façon suffisamment concrète jusqu’à présent. Il estime d’ailleurs que l’accord du gouvernement aurait pu être plus ambitieux en la matière. Il signale que ce texte a pour objectif de donner le coup d’envoi des discussions. Lorsqu’on parle de stockage d’énergie, l’intervenant rappelle que différentes possibilités sont disponibles en fonction des évolutions technologiques comme les batteries, encore assez onéreuses, et les gaz dont l’hydrogène.

Il observe que l’hydrogène est léger, qu’il peut être facilement transporté et stocké et qu’il tend à devenir neutre sur le plan du CO2: il existe aujourd’hui de nouvelles technologies qui proposent un hydrogène respectueux de l’environnement. Il propose que le marché des cellules combustibles soit développé de façon maximale, comme les véhicules propulsés par l’hydrogène, qui sont un complément aux véhicules électriques (qui se généralisent sur le marché) et qui doivent être encouragés.

Pour lui, les autorités doivent jouer un rôle de facilitateur en ce domaine. L’auteur constate que la Belgique est encore trop souvent à la traîne. Il cite l’exemple des Pays-Bas et de l’Allemagne, qui ont une longueur d’avance en la matière. Indiquer que l’hydrogène ne constituerait pas une opportunité pour les entreprises serait une erreur car, selon l’intervenant, il va gagner en importance année après année.

Comme énergie durable et rentable, l’hydrogène est un facteur essentiel pour l’implantation des entreprises. En développant ces technologies, la Belgique pourrait acquérir un réel avantage compétitif. Il faut, selon l’intervenant, adopter rapidement cette technologie: il suggère de s’inspirer des expériences réussies en Europe comme

dans d’autres pays qui osent le faire et qui encouragent une série de projets concrets. Il relève qu’il y a également une demande croissante d’hydrogène au niveau industriel. Il souhaite plus d’ambition au niveau national et constate que le gouvernement flamand a également exprimé une série d’ambitions en la matière. Pour pouvoir produire de l’hydrogène, il reconnaît qu’il faut énormément d’énergie, ce qui ramène au débat que l’un n’est pas concevable sans l’autre.

Il faudra dès lors relever des défis importants mais, pour lui, cela ne peut entraver le développement de l’hydrogène vert. Il constate également que la Belgique dispose d’un réseau de gaz naturel qui pourrait voir son rôle réduit dans les prochaines années: il suggère que ce réseau pourrait être utilisé pour le transport futur d’hydrogène. Ces dernières années, il note que des avancées technologiques majeures ont été réalisées, notamment au niveau de la production d’hydrogène, qui a gagné en efficacité.

Auparavant, il y avait des pertes d’énergie lors de la production. Il constate que ce n’est plus le cas aujourd’hui. Il renvoie également à la CREG qui demande la mise en place d’un cadre légal, notamment pour le transport de certains gaz dont l’hydrogène: cela nécessite, pour l’auteur, de prendre des mesures de soutien indispensables et de revoir le budget à la hausse. Le groupe VB demande dès lors que le gouvernement fasse réaliser des études bien étayées pour pouvoir analyser la généralisation de l’utilisation de l’hydrogène pour mettre au point une stratégie à court terme et à long terme.

Il indique qu’il faudra remédier également au déficit énergétique de sorte à libérer la capacité requise pour permettre la production d’hydrogène vert. Il souhaite aussi accorder une majoration du budget déjà prévu pour que les investisseurs prennent les initiatives nécessaires en matière d’hydrogène. Il suggère de tabler sur les capacités propres et non d’attendre les initiatives européennes en la matière.

L’intervenant plaide pour favoriser la mise en place d’usines de production en mer et pour attirer les constructeurs automobiles afin de développer un modèle de véhicule qui circule à hydrogène, ce qui développera l’emploi dans le secteur ou, à tout le moins, assurera sa pérennisation.

Il demande par ailleurs d’encourager le déploiement de stations à hydrogène. Aujourd’hui, il constate que c’est un peu l’histoire de l’œuf et de la poule car la réponse est trop régulièrement que ce n’est pas rentable faute d’infrastructures prévues. Les autorités doivent, selon lui, jouer un rôle moteur et notamment dans le cadre du forum penta-latéral, aux côtés des Pays-Bas, pour devenir une référence en matière d’ambition dans ce domaine.

III. — DISCUSSION GÉNÉRALE A. Intervention de l’auteur principal M. Reccino Van Lommel (VB), auteur principal de la proposition de résolution, constate que, malgré les débats parlementaires et les déclarations de différents ministres fédéraux et régionaux dans divers forums, pas grandchose de concret n’a déjà été entrepris pour favoriser le déploiement de l’hydrogène en Belgique. En outre, à défaut d’avancées sur l’hydrogène bleu et l’hydrogène vert, on est encore surtout focalisé sur l’hydrogène gris.

Les études sur l’approvisionnement énergétique du pays montrent d’ailleurs que ce dernier ne sera pas suffisant pour pouvoir développer l’hydrogène vert. L’audition du 2 mars 2021 a pourtant illustré l’intérêt de l’hydrogène dans le secteur de la chimie ainsi que pour les ports et le transport. Durant cette audition, il a notamment été question de la nécessité de procéder à l’avenir à des importations massives d’hydrogène vert pour pouvoir faire face aux besoins.

M. Van Lommel déclare qu’il est préoccupé par cette approche car il a toujours été partisan d’une approche où l’on compte d’abord sur ses propres forces et où l’on tente de réduire autant que possible la dépendance vis-à-vis des autres pays. C’est dans cette optique qu’il plaide pour qu’on investisse dans une production locale d’hydrogène vert. Selon l’intervenant, c’est la complexité de la structure de l’État belge qui rend difficile les initiatives législatives en matière d’hydrogène, en raison du fait que la répartition des compétences entre l’État fédéral et les régions n’est pas claire.

Il déplore que la ministre de l’Énergie n’ait pas respecté son engagement de fournir à la commission une note détaillée sur cette répartition des compétences. Il fait en outre remarquer que cette complexité constitue un handicap par rapport à d’autres pays comme les Pays-Bas, où les choses avancent beaucoup plus rapidement. M. Van Lommel annonce le dépôt de 7 amendements qui font suite à l’audition et aux avis écrits reçus par

la commission, ainsi qu’à un certain nombre d’études récentes. Il mentionne d’abord l’étude de BloombergNEF qui prévoit que le prix de l’hydrogène vert diminuera de 85 % d’ici à 2050 et que, dès 2030, le prix de l’hydrogène vert passera sous celui de l’hydrogène bleu. Il signale aussi l’étude prospective concernant la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel à l’horizon 2030- 2035 réalisée par du SPF Économie, en collaboration avec le Bureau fédéral du Plan, la CREG et Fluxys, et publiée en mars 2021, ainsi que l’étude réalisée par Deloitte pour le SPF Économie sur le rôle des vecteurs énergétiques gazeux dans une Belgique climatiquement neutre.

B. Questions et observations des membres M. Bert Wollants (N-VA) estime que, si les auditions ont permis de clarifier un certain nombre de choses, ce n’est pas le cas du problème de la répartition des compétences entre l’État fédéral et les régions. À sa connaissance, des études à ce sujet sont encore en cours, tant au niveau fédéral que régional. Le flou concernant la répartition des compétences a bien évidemment un impact sur la proposition de résolution à l’examen.

L’intervenant constate ainsi que les demandes 2 et 3 partent du principe que certaines initiatives doivent venir de l’État fédéral. Or, il n’est pas certain que ce soit le cas, ni même que ce soit souhaitable. L’orateur rappelle ainsi que la politique industrielle repose actuellement essentiellement dans les mains des régions. Il serait donc préférable que ce soient les régions qui prennent la main, comme c’est d’ailleurs déjà le cas en matière d’énergies renouvelables.

À cet égard, M. Wollants déplore que l’étude réalisée par Deloitte pour le SPF Économie sur le rôle des vecteurs énergétiques gazeux dans une Belgique climatiquement neutre ait été réalisée sans prendre en compte la répartition des compétences entre l’État fédéral et les régions. Concernant le demande 4 de remédier au déficit énergétique et de libérer une capacité énergétique suffisante afin de permettre la production d’hydrogène vert, l’intervenant souhaite des clarifications quant aux implications d’une telle demande.

Celle-ci revient-elle à demander une augmentation de la production d’énergies renouvelables? Si oui, comment, vu que l’État fédéral est seulement compétent pour l’éolien en mer du Nord? Dans ce cas, M. Van Lommel plaide-t-il pour atteindre une capacité de production des parcs éoliens offshore de 6 GW? Ou, M. Van Lommel plaide-t-il pour dédier la production d’énergie renouvelable à la production d’hydrogène vert, les autres utilisations devant alors

être couvertes par les centrales à gaz? M. Wollants n’est, quant à lui, pas favorable à ce que cette demande aboutisse à augmenter les volumes du CRM. L’orateur marque en revanche son accord avec la demande 5. Par contre, il estime que la demande 6 n’est pas suffisamment claire. Qu’est-ce qui est visé par “la construction et l’exploitation de centrales nucléaires de dernière génération”? S’agit-il des small modular reactors qui seront par exemple déployés au Canada? Ou s’agit-il des réacteur les plus récents de la génération actuelle? En ce qui concerne les demandes 7 et 8 visant une majoration du budget, M. Wollants estime que la provenance des moyens n’est pas claire.

Non seulement il n’est pas convaincu que tous les moyens doivent venir du niveau fédéral, mais il n’est pas non plus favorable à un alourdissement du budget. Pour ce faire, une idée serait par exemple d’utiliser les revenus que générerait une prolongation de certaines centrales nucléaires pour investir dans l’hydrogène. À propos de la demande 9 de faciliter la mise en place d’usines de production d’hydrogène en mer, l’intervenant est d’accord avec M. Van Lommel que l’import massif d’hydrogène vert depuis des pays dont nous sommes actuellement déjà dépendants pour le pétrole et qui ne jouissent pas d’une grande stabilité politique n’est pas une bonne chose.

En revanche, il n’est pas non plus convaincu que la mise en place d’usines de production d’hydrogène en mer soit la meilleure manière de produire de l’hydrogène. Il estime qu’il faut laisser le secteur décider ce qui est le plus efficace. Il signale au passage qu’il souhaiterait que la gestion de la mer du Nord soit transférée à la Région flamande lors de la prochaine réforme de l’État. En conclusion, M. Wollants déclare que, si certaines demandes peuvent être soutenues, ce n’est pas le cas de toutes les demandes, de sorte que, en cas de vote sur l’ensemble, son groupe s’abstiendrait.

M. Patrick Dewael (Open Vld) indique que, en l’absence de la note promise par la ministre sur la répartition des compétences entre l’État fédéral et les régions, son groupe ne soutiendra pas ce texte, même avec les amendements proposés par M. Van Lommel. Mme Leen Dierick (CD&V) déclare qu’elle partage le point de vue de M. Dewael. C. Réponses proposition de résolution, répond à M. Wollants qu’il fait

partie de ceux qui préféreraient voir le moins de choses gérées à partir du niveau fédéral. Cependant, li constate que, dans le dossier particulier de l’hydrogène, il y a un problème au niveau du gouvernement flamand. En effet, il est établi que la ministre de l’Énergie lui a envoyé pour validation la note préparée par la DG Énergie sur la répartition des compétences entre l’État fédéral et les régions et que le gouvernement flamand n’a pas encore réagi.

C’est incompréhensible car le gouvernement flamand devrait avoir intérêt à avancer dans ce dossier. Dans ces circonstances et afin d’éviter de perdre un temps précieux, l’intervenant estime qu’il est préférable d’avancer au niveau fédéral. Il constate d’ailleurs que lorsque le sujet de l’hydrogène est évoqué dans le cadre du plan de relance, il n’y a pas de débat sur la répartition des compétences. L’intervenant précise, à l’attention de M. Wollants, que la demande 4 vise uniquement à mettre en lumière le problème que constitue le déficit énergétique et l’absence de clarté sur la sécurité d’approvisionnement pour produire de l’hydrogène vert.

Quant à la demande 6, il confirme que ce sont bien les small modular reactors qui sont visés. Cette technologie constitue une opportunité qui est étudiée et mise en place dans d’autres pays. Elle a le mérite d’être payable et de pouvoir contribuer à la décarbonation de l’économie, comme c’est le cas au Royaume-Uni. Quant à la demande 9 relative à la mise en place d’usines de production d’hydrogène en mer, M. Van Lommel répond que, selon la répartition actuelle des compétences, il s’agit d’une compétence de l’État fédéral.

Il va de soi que de telles usines implantées sur la terre ferme relèveraient de la compétence des régions. D. Répliques M. Bert Wollants (N-VA) rappelle que, d’après les auditions, il existe deux écoles concernant l’hydrogène: soit, on utilise l’hydrogène pour tout; soit, on utilise l’hydrogène pour certaines applications spécifiques qu’il sont difficiles à décarboner autrement. La première approche aboutirait à produire massivement de l’hydrogène vert et à le brûler dans des centrales à gaz pour produire de l’électricité.

Pour sa part, M. Wollants est favorable à la deuxième approche. À cet égard, il estime que, en l’état actuel et même avec les amendements proposés par M. Van Lommel, la proposition de résolution à l’examen n’est pas suffisamment claire, quant à ses objectifs et à ses implications.

Faut-il favoriser l’hydrogène rose ou violet produit à partir d’énergie nucléaire? Faut-il augmenter fortement la production d’énergie renouvelable? Quelles sont les implications sur le plan financier? Comment faut-il stimuler financièrement la production d’hydrogène? Au vu de toutes ces questions sans réponse, M. Wollants considère qu’il y a encore beaucoup de travail à effectuer. IV. — DISCUSSION DES CONSIDÉRANTS ET DU DISPOSITIF – VOTES A. Considérants Considérants A à Q Ces considérants ne font l’objet d’aucun commentaire et sont rejetés par 11 voix contre 5.

Considérant R (nouveau) proposition de résolution, dépose l’amendement n° 4 (DOC 55 1603/002) visant à insérer un considérant R (nouveau). Il est renvoyé à la justification écrite de l’amendement (DOC 55 1603/002, p. 5). L’amendement n° 4 est rejeté par 11 voix contre 2 et 3 abstentions. Considérant S (nouveau) proposition de résolution, dépose l’amendement n° 6 (DOC 55 1603/002) visant à insérer un considérant S (nouveau).

Il est renvoyé à la justification écrite de l’amendement (DOC 55 1603/002, p. 7). L’amendement n° 6 est rejeté par 11 voix contre 5. Considérant T (nouveau) proposition de résolution, dépose l’amendement n° 7 (DOC 55 1603/002) visant à insérer un considérant T (noudement (DOC 55 1603/002, p. 8).

L’amendement n° 7 est rejeté par 11 voix contre 5. B. Dispositif Demandes 1 à 3 Ces demandes ne font l’objet d’aucun commentaire et sont rejetées par 11 voix contre 2 et 3 abstentions. Demandes 4 et 5 Demande 6 Cette demande ne fait l’objet d’aucun commentaire et est rejetée par 14 voix contre 2. Demandes 7 et 8 Demandes 9 et 10 et sont rejetées par 14 voix contre 2. Demande 11 proposition de résolution, dépose l’amendement n° 1 (DOC 55 1603/002) visant à remplacer la demande 11.

Il indique que cet amendement a pour objectif de mieux préciser la demande au gouvernement de stimuler le déploiement de stations à hydrogène en vue du transport par voiture, par bus et par camion. M. Bert Wollants (N-VA) indique qu’il n’est pas convaincu que le déploiement de stations à hydrogène ressorte des compétences de l’État fédéral, au même titre que les bornes de chargement électrique. Par ailleurs, il estime que ce n’est pas à l’autorité publique de mettre l’accent sur une technologie particulière.

Il constate d’ailleurs

que pour l’instant, on évolue vers une électrification du parc automobile. Il n’est donc pas certain qu’on ira vers une utilisation de l’hydrogène pour les voitures. L’orateur serait en revanche favorable à ce que l’État fédéral prennent des mesures d’accompagnement pour toutes les technologies visant zéro émission. proposition de résolution, souligne le risque d’aboutir à un cercle vicieux: personne n’achète de voiture à hydrogène car il n’y a pas de stations à hydrogène; et personne n’investit dans des stations à hydrogène car il y a très peu de voitures qui roulent à hydrogène.

En outre, s’il est exact que le déploiement de stations à hydrogène relève probablement d’une compétence régionale, le fiscalité en matière de carburant est, quant à elle, une compétence fédérale. M. Bert Wollants (N-VA) répète qu’il est opposé aux stations à hydrogène car il ne faut pas que les autorités décident quelle est la meilleure technologie. Il vaut mieux mettre en place un mécanisme de soutien qui soit technologiquement neutre et laisser l’industrie décider quelle technologie est la plus efficace pour telle ou telle utilisation.

L’amendement n° 1 est rejeté par 11 voix contre 2 et La demande 11 est rejetée par 11 voix contre 2 et Demande 12 et est rejetée par 11 voix contre 5. Demande 13 (nouvelle) proposition de résolution, dépose l’amendement n° 2 (DOC 55 1603/002) visant à insérer la demande 13 (nouvelle). Il indique que cet amendement a pour objectif d’ajouter une demande d’accorder une attention particulière aux secteurs qu’il est difficile d’électrifier (comme certaines industries et la navigation) et aux moyens de transport, comme le transport lourd et les bus, qui requièrent une densité énergétique élevée et pour lesquels la capacité de chargement et la distance sont importantes.

M. Bert Wollants (N-VA) marque son accord sur cette demande car elle s’inscrit davantage dans l’approche de neutralité technologique prônée par son groupe. Il fait d’ailleurs remarquer que, sur ce plan, cette demande contraste avec la demande 11 concernant les stations à hydrogène. L’amendement n° 2 est rejeté par 12 voix contre 5. Demande 14 (nouvelle) proposition de résolution, dépose l’amendement n° 3 (DOC 55 1603/002) visant à insérer la demande 14 une demande au gouvernement fédéral de se concerter avec les gouvernements régionaux pour œuvrer au développement d’une dorsale H2 et CO2 en vue d’une réutilisation maximale de l’infrastructure de gaz naturel.

L’amendement n° 3 est rejeté par 12 voix contre 5. Demande 15 (nouvelle) proposition de résolution, dépose l’amendement n° 5 (DOC 55 1603/002) visant à insérer la demande 15 (nouvelle). Il est renvoyé à la justification écrite de l’amendement (DOC 55 1603/002, p. 6). M. Bert Wollants (N-VA) affirme qu’il est opposé à cet amendement car il estime que ce n’est pas à l’État fédéral de déterminer unilatéralement qui est compétent pour quoi.

Cela doit se faire en concertation avec les régions, au risque, sinon, d’aboutir devant la Cour constitutionnelle. L’intervenant souligne que ce n’est pas parce que, lors d’une ancienne réforme de l’État en 1988, on a indiqué que l’hydrogène était une compétence fédérale que ça doit nécessairement s’appliquer aujourd’hui. Il rappelle qu’on réfléchissait à l’époque en fonction de la technologie disponible à ce moment-là.

Or, si l’hydrogène existait déjà à l’époque, ce n’était pas pour les usages envisagés aujourd’hui. L’orateur estime que la question de la compétence doit dépendre de la manière dont l’hydrogène sera produit, de l’usage qui en sera fait et de la manière dont il sera transporté. Il souligne, à cet égard, que la compétence différera

sans doute selon que l’hydrogène sera transporté par canalisation ou par camion-citerne. proposition de résolution, conteste l’interprétation faite par M. Wollants de cet amendement. Il n’est évidemment pas question que ce soit le gouvernement fédéral qui détermine unilatéralement la répartition des compétences. Il souligne que cet amendement est rendu nécessaire en raison de l’absence de validation par le gouvernement flamand de la note préparée par la ministre de l’Énergie sur la répartition des compétences.

L’amendement n° 5 est rejeté par 15 voix contre 2. * Par conséquent, l’ensemble de la proposition de résolution est considéré comme rejeté. Le rapporteur, Le président, Bert WOLLANTS Patrick DEWAEL Annexes

ANNEXE 1 –

    
  
                        

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SUBJECT

BPF position on hydrogen DATE February 2021 RATIONALE The Climate Commission of the Federal Parliament is organ strategy of Belgium. Objective is to develop a sector positio meeting

MESSAGES

L'industrie du raffinage acteur de la tran contribuer de manière importante à la rédu du raffinage et L'industrie du raffinage acteur de la transition énergétique : réduction des émissions de CO2 dans le secteur du raffinage les plus grands producteurs et consommateurs d'hydrogène aujourd'hui essentiellement basé sur des technologies de ré méthane à la vapeur) utilisant des matières premières fossile l'hydrogène joue un rôle fondamental dans les processus de de produits répondant aux exigences en matière de santé et également indispensable à la production de lubrifiants, de m (HVO1) à partir de matières premières durables à base de bi intéressant dans la transition énergétique en ne nécessitant utilisateurs d'énergie (ils peuvent être utilisés directement d L'hydrogène jouera un rôle croissant, à côté d'autres techno climatiques tels que définis par le "Green Deal" européen, so dans la déclaration politique du gouvernement fédéral belg L'hydrogène est essentiel pour réduire considérablemen réduisant l'intensité carbone de l'énergie, ainsi que dans le s sont déterminantes, et en particulier dans les segments du t transport maritime et l'aviation, où une haute densité énerg Perspective industrielle La production d'hydrogène vert est directement liée à l'élec maximale, doit être fournie en premier lieu au réseau pour l excédent structurel d'électricité renouvelable d’ici 2030 dans d'hydrogène vert pour couvrir les besoins des raffineries b actuelle de production d'électricité éolienne offshore en principalement dans les pays où le soleil, le vent et les sols s verte dépasse la demande du réseau.

Par conséquent, l'hydr disponible en Belgique et sera principalement fourni par de

1 HVO (Hydrotreated vegetable oil) peut réduire les émissions de CO2 jusqu’à 90% pa ANNEXE 5 – B

La transformation de la grande quantité d'hydrogène "gris" hydrogène à faible teneur en carbone est donc indispensab le stockage du CO2 (CCS) émis par les unités de production combinaison avec la technologie CCS ("hydrogène bleu") of dans l'industrie et le secteur des transports. Même si la te déployée à grande échelle, l'hydrogène "bleu" restera moins pour de grandes quantités d'électricité verte ne diminue pas nécessitera d'importants investissements en capital et un so Ceci est souligné dans le récent rapport d'étude de VLAIO2 intensité énergétique en Flandre.

L'hydrogène bleu et l'hydrogène vert sont tous deux de les deux technologies doivent être traitées sur un pied d'éga concerne la valorisation (ETS3 et REDII4), la fiscalité ou le sou L'hydrogène bleu peut même générer des émissions nég (partiellement) renouvelables (bio-méthane ou bio-naphte).

La politique poursuivie devrait laisser les prix du marché dét flexibilité pour les ajustements futurs afin de réagir à l'évolu la complexité et les coûts administratifs, maximiser la transp au-delà de nos frontières.

En outre, un réseau virtuel européen d'hydrogène à faible certificats d'origine permettra aux industries d'équilibrer l'ex interconnexions physiques, créera ainsi de la liquidité sur ce décarbonation de l'industrie.

Nos recommandations En résumé, la stratégie à moyen terme en matière d'hydrogè en raison du manque d'électricité renouvelable disponible, ê ont besoin d'un soutien important pour être réalisés dans le Antwerp@C visant à décarboner le cluster industriel du port Deal".

Nous appelons les autorités belges à tous les niveaux à sais l'hydrogène et des carburants liquides à faible teneur en car l'hydrogène contribuant à la réduction du CO2 dans le secte

2 ‘Naar een koolstof circulaire en CO2-arme Vlaamse industrie’, Etude commanditée p realise par Deloitte Belgique en collaboration avec VUB-IES, Climact et AMS 3 ETS: Emissions Trading System 4 RED: Renewable Energy Directive

1 HVO (Hydrotreated vegetable oil) kan de CO2 uitstoot tot 90% verminderen vers

ANNEXE 7

AUDITION DU 2 MARS 2021 Au cours de sa réunion du 2 mars 2021, la commission a organisé une audition avec les personnes suivantes: — M. Adwin Martens, Waterstofnet; — M. Pascal De Buck, Fluxys; — Mme Els Brouwers, Essenscia; — Prof. Dr. Ad van Wijk, Université de Delft; et, I. — EXPOSÉS INTRODUCTIFS Pour les exposés introductifs, il est renvoyé aux présentations et aux textes transmis par les orateurs et repris en annexe du présent rapport. II. — QUESTIONS ET OBSERVATIONS DES MEMBRES M. Bert Wollants (N-VA) demande une clarification de la ligne de partage entre les compétences fédérales et régionales en la matière. On a l’impression que les compétences se chevauchent. L’hydrogène vert est proche des énergies renouvelables, et donc des compétences régionales. Une séparation claire pourrait éviter de nouveaux blocages. Il demande par ailleurs ce que nous allons faire de l’hydrogène. De l’intervention de M. Vingerhoets M. Wollants a compris qu’il est préférable d’utiliser l’hydrogène vert dans l’industrie car c’est là qu’il offre la plus grande valeur ajoutée. Est-ce une lecture correcte ou d’autres applications sont-elles également envisageables, par exemple pour les foyers? Le projet développé à Boom

de chauffer un immeuble à appartements à l’hydrogène est-il un choix judicieux? Nos éventuelles nouvelles centrales au gaz devraient pouvoir passer à l’hydrogène d’ici 10 ans. Est-ce un choix judicieux? Cela ne semble pas être le cas, car nous pourrions avoir plus de problèmes avec l’azote que nous en avons aujourd’hui avec le gaz. L’intervenant retient des exposés sur le stockage de l’hydrogène et du CO2 que le mieux est de coopérer dans un contexte international.

Dans quel sens les experts pensent-ils que le site de Loenhout a un rôle à jouer dans le stockage de l’hydrogène? Est-ce une option ou non? En ce qui concerne les vecteurs d’hydrogène, il convient de voir si l’ammoniac, le méthanol ou le carburant synthétique joueront le rôle principal. Ces vecteurs sont-ils au même niveau technique? Y a-t-il un vecteur qui joue le rôle principal aujourd’hui et comment le débat va-t-il évoluer? Quant à l’importance du “feedstock” dans le processus, le membre aimerait avoir quelques précisions.

M. Wollants demande si les expériences réalisées dans le passé avec d’autres sources d’énergie renouvelables pourraient nous aider à nous positionner au sujet de l’hydrogène afin d’éviter de souffrir d’un handicap concurrentiel. Mme Kim Buyts (Ecolo-Groen) estime que le développement d’une stratégie hydrogène constitue un élément-clé pour un avenir sans carbone. Mais l’hydrogène n’est pas un remède miracle.

Il faut y recourir de manière sélective et déterminer dans quels secteurs il doit être utilisé. L’utilisation de l’hydrogène pour le transport lourd est une option, mais il existe aujourd’hui des méthodes encore plus efficaces en matière d’électrification. La nécessité de développer un cadre législatif fédéral et régional, ainsi qu’une stratégie européenne, a aussi été clairement évoquée. Nous devons également miser sur l’efficacité énergétique.

Les experts estiment que la Belgique occupe une position unique en la matière. L’hydrogène n’est plus une donnée abstraite en Belgique, mais sommes-nous vraiment uniques à cet égard? Y a-t-il encore d’autres pays qui occupent une position identique? L’intervenante évoque ensuite la distinction entre l’hydrogène gris, vert, bleu et turquoise. Il est clair que nous devons évoluer vers l’hydrogène vert, mais il

y aura une période de transition avec captation de CO2. Le groupe Ecolo-Groen estime que le recours à l’hydrogène bleu avec captation de CO2 doit être une solution temporaire avant le passage à l’hydrogène vert. Certaines installations existantes devront être adaptées. Faudra-t-il également mettre en place de nouvelles installations pour capter le CO2? Si l’on construit de nouvelles installations, quelle en sera la durée de vie? Les experts ont évoqué à plusieurs reprises une coopération au niveau européen ou avec trois ou quatre de nos voisins.

N’existe-t-il aucune coopération à l’heure actuelle? Que faut-il mettre en place pour qu’une telle coopération se déroule aisément? La coopération internationale (gazoducs nous reliant à l’Afrique du Nord) pourra-t-elle être réalisée prochainement? M. Malik Ben Achour (PS) souligne que le groupe PS demandera lors de la réunion plénière du 4 mars 2021 la prise en considération de la proposition de résolution (Malik Ben Achour et consorts) visant à promouvoir le développement technologique lié à l’hydrogène propre et décarboné comme matière première produite à des fins industrielles et comme vecteur énergétique d’avenir.

Cela permettra de lancer le débat au sein de cette commission. L’intervenant est convaincu qu’il faut promouvoir le fins industrielles, comme vecteur énergétique d’avenir mais aussi comme moyen de stockage, notamment. Comme nous l’indique d’ailleurs le gouvernement wallon dans l’avis écrit que la commission a reçu, l’hydrogène est en effet une filière prometteuse. Raison pour laquelle le groupe PS est justement dépositaire d’une proposition de résolution sur le sujet.

On sait qu’aujourd’hui que, pour des raisons économiques, près de 95 % de l’hydrogène est produit à partir de sources fossiles (principalement du gaz naturel: 48 %), notamment par vaporeformage de gaz naturel ou par gazéification de charbon de bois. Des procédés qui sont donc fortement émetteurs de CO2. Cet hydrogène ne peut de la sorte pas être considéré comme propre. On parle alors d’hydrogène “gris”.

Et si dans ce caslà l’électricité produite par les piles à hydrogène est verte, on ne fait en réalité que déplacer le problème en l’obtenant donc par un hydrogène qui n’est pas propre. Sauf si les procédés de reformation sont couplés à des procédés de capture et de stockage de ce CO2, avec une augmentation du coût de production, ou si l’on parle de gazéification d’une biomasse reconstituée au fur et

à mesure pour améliorer son empreinte carbone. C’est ce qu’on appelle alors l’hydrogène “bleu”. On retient en tout cas que si l’hydrogène est une énergie propre, c’est-à-dire sans émission de polluants ni de gaz à effet de serre, il convient de prendre en compte son cycle de vie complet, de sa production à son utilisation. Il est dès lors fondamental pour la filière de “verdir” la production d’hydrogène.

Or, la méthode pour ce faire est connue puisque l’hydrogène peut aussi être produit par électrolyse de l’eau. À condition que l’électricité utilisée soit évidemment elle-même une électricité d’origine renouvelable, solaire photovoltaïque ou éolienne par exemple. De quoi faire de cet hydrogène-là – qui reste aujourd’hui plus de quatre fois plus cher que l’hydrogène produit à partir de ressources fossiles –, une énergie propre.

Malheureusement, aujourd’hui, l’électrolyse ne représente que 5 % de la production d’hydrogène. On peut bien entendu augmenter cette part en fabriquant davantage d’électrolyseurs. Mais alors se pose la question de l’origine de l’électricité les alimentant. L’idéal serait bien entendu d’accroître la quantité d’énergie renouvelable dans le mix énergétique de notre pays, mais cet enjeu dépasse le seul cadre de la filière hydrogène.

Dans tous les cas, il faut bien avoir en tête que remplacer des combustibles d’origine fossile par de l’hydrogène produit par électrolyse imposera une augmentation de la production électrique globale. M. Ben Achour voudrait entendre davantage les experts à ce sujet, et notamment concernant l’investissement dans les électrolyseurs. En effet, si l’hydrogène vert est bien sûr l’objectif vers lequel il nous faut tendre à long terme, ne conviendrait-il pas, au moins à court et moyen termes, de se tourner davantage vers des plans liés à la production d’hydrogène bleu, à faible teneur en carbone, à partir de gaz naturel, combinée à des technologies de capture et de stockage du carbone (CSC)? EnergyVille a rappelé dans son position paper “Post- COVID recovery: challenges and opportunities for the energy system”, que des excédents massifs de production d’électricité renouvelable sont peu probables pour la prochaine décennie.

Or déjà en 2019, il y avait moins de 100 heures disponibles en Belgique, tandis

qu’un électrolyseur à forte intensité de capital a besoin de 4000 à 5000 heures de travail pour être rentable. La Belgique ne dispose donc pas d’assez heures de surplus d’électricité produite pour justifier à ce stade des investissements lourds dans des électrolyseurs pour produire de l’hydrogène vert. Dans ce cas, on devrait donc utiliser le courant du réseau électrique pour faire fonctionner ces électrolyseurs.

Or, si on prend le facteur d’émission moyen du parc électrique européen, soit 296 g/kWh, on parviendrait à une émission de 16 kg de CO2 par kilogramme d’hydrogène produit, ce qui est beaucoup plus émetteur en CO2 que la production d’hydrogène gris par vaporeformage du méthane qui émet, quant à lui – toujours selon le dit position paper d’EnergyVille –, de 7 à 9 kg de CO2 par kilogramme d’hydrogène produit.

Par ailleurs, si on utilisait l’électricité provenant du parc éolien offshore, on devrait alors compenser l’électricité manquante sur notre réseau via les capacités produites par les centrales à gaz et l’empreinte carbone de notre production d’hydrogène “vert” augmenterait. Le consommateur belge payerait ainsi trois fois pour une production d’hydrogène vert plus émettrice en CO2 en comparaison à une production d’hydrogène gris: une fois pour les certificats verts pour les éoliennes, une fois pour le CRM pour les centrales à gaz qui doivent compenser l’électricité utilisée de façon quasi permanente par les électrolyseurs, et une fois pour le support d’investissement pour les électrolyseurs.

M. Ben Achour demande si les experts ne sont pas d’avis que la Belgique aurait clairement bien un désavantage comparatif en optant directement pour l’hydrogène vert alors qu’au contraire, elle aurait un avantage comparatif en se concentrant davantage d’abord sur l’hydrogène bleu? De fait, le rapport “The crucial role of low-carbon hydrogen production to achieve Europe’s climate ambition: A technical assessment” de la Zero Emission Platform (ZEP) démontre que la production d’hydrogène vert en Belgique coûterait de 6,3 à 6,6 euros/ kg, alors que la production d’hydrogène bleu ne couterait que 2 euros/kg.

Autrement dit, ne faudrait-il pas d’abord développer et soutenir une filière d’hydrogène dit “bleu”, comme une étape transitoire entre la production d’hydrogène “gris” et, à l’avenir peut-être, d’hydrogène “vert”, à condition que dans les prochaines années, voire décennies, il y ait assez d’énergie renouvelable pour rendre intéressant ce déploiement à grande échelle? Le rapport “Green hydrogen: A guide to policy making” de l’International Renewable Energy Agency (IRENA) va également dans ce sens.

Toujours dans cet ordre d’idée, EnergyVille a plaidé pour que la production d’hydrogène vert soit, dans un premier temps en tout cas, “réservée” aux régions et aux pays qui ont beaucoup de surplus d’électricité renouvelable et qui ne peuvent pas, par exemple par un renforcement du réseau ou par des investissements en stockage en batteries ou en centrales de pompage, trouver leur voie vers le réseau électrique.

EnergyVille cite les pays nordiques (Danemark, Norvège, Suède), mais aussi l’Allemagne ou encore le Portugal et l’Espagne. Est-ce une position partagée par les autres intervenants? M Ben Achour dit qu’il ne fait ici que poser des questions; cela ne veut évidemment pas dire que les Plans de Relance, notamment régionaux, ne doivent pas investir dans les électrolyseurs, et donc dans l’hydrogène vert, condition sine qua non pour que cette filière et cette technologie puisse forcément encore évoluer pour devenir mature et somme toute, à terme, peut-être plus compétitive.

L’intervenant pose aussi une question sur une autre filière technologique qui permettrait de produire de l’hydrogène en se concentrant sur la lumière du Soleil. Où en est-on aujourd’hui dans les laboratoires, en ce compris sur les études menées pour produire de l’hydrogène grâce à des algues microscopiques ou des bactéries? L’intervenant souhaite davantage entendre les experts sur les recommandations qu’ils pourraient formuler à l’égard du gouvernement, voire des gouvernements donc, dans le cadre des plans de relance qui constituent clairement une aubaine finalement pour l’évolution technologique nécessaire pour l’hydrogène.

Selon l’IFP Energies nouvelles, les technologies ad hoc seraient prêtes pour être mises sur le marché, mais il faudrait passer à des échelles de production importantes pour réduire les coûts. Des incitations financières devraient dans ce cadre être déployées pour favoriser le développement de méthodes de production décarbonées. Quel est l’avis des intervenants à ce propos? M. Ben Achour revient sur la question de l’hydrogène dans les transports.

On a vu que l’hydrogène, associé à la pile à combustible, et à condition d’être produit via des énergies renouvelables, est un formidable vecteur d’énergie propre puisqu’il permet de produire de l’électricité directement à bord des véhicules électriques. Des constructeurs automobiles commercialisent déjà des véhicules utilisant ce procédé, même si cela reste très marginal. En effet, comme le mentionne l’étude “Perspectives on a Hydrogen Strategy for the European Union” de Cédric Philibert, Chercheur associé au Centre Climat & Energie de l’Institut français des relations

internationales (IFRI), il existe un consensus croissant dans l’industrie automobile selon lequel c’est bien l’électrification de la plupart des voitures qui est susceptible de dominer le passage des voitures fonctionnant au pétrole à une mobilité à faible émission de carbone sur ce segment de marché dans l’Union européenne. L’attention pour l’hydrogène se porte donc plutôt sur d’autres types de véhicules, comme ceux pour les transports long-courriers, dont les trains sur lignes non électrifiées, les autocars et camions poids-lourds, même si, des compagnies de bus, comme De Lijn, et de taxis disposent par exemple déjà de flottes fonctionnant à l’hydrogène.

Selon l’IFP Energies Nouvelles, un des avantages de la molécule d’hydrogène, par exemple dans le secteur automobile, c’est qu’ “[elle] est particulièrement énergétique: 1 kg d’hydrogène libère environ trois fois plus d’énergie qu’1 kg d’essence. Avec l’hydrogène, il y a plus d’autonomie et c’est plus rapide à recharger [qu’un véhicule électrique]. Il faut compter un temps de recharge d’environ 3 minutes dans une station de remplissage.” Mais, cela n’empêche que l’électrification directe pour une voiture en général est beaucoup plus efficace en terme de rendement énergétique.

Une voiture électrique roule trois fois plus loin avec le même kWh d’électricité qu’une voiture avec des piles à combustible alimentées avec de l’hydrogène produit avec le même kWh. Un kWh d’électricité utilisé dans une pompe à chaleur produit 4 kWh de chaleur alors que brûler de l’hydrogène produit par le même kWh mène à 0,5 kWh de chaleur. Les intervenants partagent-ils cet avis selon lequel favoriser à grande échelle pour tous les conducteurs de voitures un plein à l’hydrogène serait une mauvaise idée à ce stade? Ne conviendrait-il pas de se tourner plus exclusivement vers le transport lourd pour l’hydrogène? Sans parler du fait que les technologies de recharge s’améliorent fortement dans un laps de temps relativement restreint.

M. Ben Achour évoque enfin la place de l’hydrogène dans le secteur industriel. En effet, l’intervenant est d’avis qu’il est clair qu’une des priorités dans le développement de l’hydrogène doit aussi – et surtout – concerner plus spécifiquement le monde de l’industrie qui consomme chaque année des dizaines et des dizaines de tonnes d’hydrogène pur, la plupart du temps, pour le raffinage des carburants ou encore pour la production d’ammoniac qui servira par exemple ensuite à la production d’engrais azotés ou qui servira encore de nettoyant et de réfrigérant.

Mélangé à d’autres gaz, comme le monoxyde de carbone, l’hydrogène peut aussi servir à la production de méthanol, matière première importante pour l’industrie chimique, et pour la sidérurgie par réduction directe du fer. Selon l’étude de l’IFRI, l’Union

européenne représenterait d’ailleurs dans le contexte industriel environ 9 % de la demande mondiale actuelle d’hydrogène. Une stratégie hydrogène bien pensée se doit ainsi naturellement d’aborder la décarbonisation de toutes les utilisations actuelles. M. Ben Achour souhaiterait recueillir l’avis et les recommandations des intervenants à ce propos. M. Reccino Van Lommel (VB) fait observer que l’hydrogène est quoi qu’il en soit un sujet qui est abordé quotidiennement dans la presse.

On trépigne d’impatience de poursuivre le déploiement d’une multitude de projets. Il existe toutefois un manque de stratégie à long terme et de facilitation par les pouvoirs publics. La Belgique accuse ainsi un important retard par rapport aux pays voisins. Notre pays ne peut certainement pas manquer d’embrasser la révolution de l’hydrogène. Le chemin à parcourir pour arriver à l’hydrogène vert est encore particulièrement long et il faudra provisoirement se contenter d’hydrogène bleu.

L’architecture complexe de notre pays et la répartition des compétences ne faciliteront pas les choses. Notre pays sera tributaire des importations, mais ses ports constituent un atout. L’intervenant aurait aimé apprendre comment les partenariats pourraient être développés d’une manière efficiente. Les applications de l’hydrogène sont légion, mais qu’en est-il de la soutenabilité financière de l’hydrogène? Le prix continuera à baisser d’ici 2030, mais comment évoluera-t-il si la demande d’hydrogène augmente d’année en année au niveau mondial.

Comment les experts évaluent-ils l’évolution des prix en l’espèce s’agissant des importations? Selon quelles modalités et quel calendrier l’infrastructure nécessaire sera-t-elle prévue afin de répondre à la demande accrue d’hydrogène? Le cluster de l’industrie de l’hydrogène est composé de 77 membres, dont Total et Q8. La présence des entreprises précitées est-elle dictée par des motifs industriels ou s’explique-t-elle en raison des applications de l’hydrogène pour les véhicules? La préoccupation est que le coût de l’hydrogène vert n’est à présent pas soutenable.

En attendant qu’il le devienne, il faut envisager la captation. Certains projets se sont soldés par une débâcle financière. Comment rendre ces projets soutenables financièrement? D’aucuns prétendent que la volonté existe de développer l’infrastructure si tout le monde est prêt à l’utiliser.

M. Van Lommel met en garde contre le fait que l’on s’observe les uns les autres et que finalement rien n’est entrepris car les fournisseurs d’hydrogène estiment que l’infrastructure n’est pas disponible et les fournisseurs de l’infrastructure estiment qu’il est encore trop tôt pour l’installer. Comment pouvons-nous éviter une telle paralysie? Le besoin de compétitivité a été soulignée dans les exposés.

En ce qui concerne l’électrolyse, il est signalé qu’elle génère des pertes considérables. Quel est le point de vue des experts au sujet de ces pertes et comment pourraient-elles être réduites grâce à l’évolution technologique? Les orateurs ont évoqué la mobilité lourde, pour laquelle un recours à l’hydrogène est envisageable. Qu’en est-il de la mobilité légère? Quand le projet de pipeline avec l’Afrique du Nord pourrait-il être achevé? Quelle est l’évolution en Europe? Comment se déroule le débat dans les pays voisins? Les Pays-Bas nourrissent de grandes ambitions.

Les experts pourraient-ils partager quelques bonnes pratiques des Pays-Bas? Selon M. Vingerhoets, l’hydrogène devrait plutôt être exploité dans l’industrie que dans le réseau gazier. En ce qui concerne le secteur spécifique des transports, force est de constater que la production de voitures à hydrogène stagne pour le moment. Y aura-t-il un jour un marché pour le secteur du transport? On prévoit un doublement de la demande de voitures électriques.

Avec l’électrification croissante du parc automobile, la consommation d’électricité est de plus en plus grande et le risque de pénurie à un moment donné est réel. Dans ce cas, deux possibilités se présentent: utiliser l’électricité de manière intelligente ou prévoir un matelas, en utilisant un vecteur énergétique tel que l’hydrogène qui peut compenser la pénurie. M. Christophe Bombled (MR) explique que l’hydrogène se retrouve plusieurs fois dans l’accord de gouvernement.

Cette source d’énergie occupera vraisemblablement une place plus importante dans la transition énergétique. La Commission européenne a publié en juillet 2020 sa “stratégie hydrogène” pour l’Union européenne. L’Europe consacre ainsi l’hydrogène comme une technologie clé pour atteindre ses objectifs climatiques. À cette occasion, la Commission européenne a lancé la Clean Hydrogen Alliance, qui permettra d’organiser

et coordonner les travaux collectifs des États membres et des différents industriels sur cette thématique. En effet, cette alliance ouverte aux différents acteurs de l’industrie, la mobilité, la production et la distribution d’hydrogène, publics et privés confondus, a le souhait de contribuer à un développement de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone en Europe. Dès lors, l’auteur aurait voulu avoir l’avis des orateurs sur cette alliance européenne.

Quel sera son rôle dans la mise en place d’une filière industrielle hydrogène en Europe? Quels sont les points forts d’une telle alliance? La “stratégie hydrogène” publiée par la Commission européenne prévoit le développement progressif d’une infrastructure spécifique pour le transport d’hydrogène à l’échelle nationale et européenne, régie par un cadre régulatoire similaire à celui qui existe déjà actuellement pour le transport d’électricité et de gaz (séparation des activités de production/transport/fourniture, neutralité, libre accès, etc.).

Ce développement du cadre régulatoire est essentiel. Existe-t-il des obstacles, que ce soit au niveau national ou européen? L’hydrogène est aujourd’hui largement produit à partir d’énergies fossiles (charbon, gaz naturel, pétrole, etc.) via des procédés émetteurs de gaz à effet de serre. Mais il peut également être produit par électrolyse de l’eau, à partir d’électricité décarbonée ou renouvelable. On parle alors d’hydrogène vert ou décarboné.

Cependant, pour produire de l’hydrogène, qui n’existe pas sous la forme H2 sur terre, il est beaucoup plus facile et moins cher de produire de l’hydrogène à partir de méthane plutôt qu’à partir de l’eau. Pour développer l’hydrogène vert, il est indispensable d’avoir de l’électricité en suffisance, à faible coût et non produite par des combustibles fossiles. L’hydrogène vert est davantage indiqué pour son utilisation dans l’industrie.

Il faut en outre un back-up lors d’insuffisances d’énergie solaire ou éolienne. L’orateur s’interroge dès lors sur l’état du développement de l’hydrogène dit vert dans notre pays. Les intervenants ont-ils des informations sur les pistes existantes pour améliorer le rendement de l’électrolyse?

Étant donné qu’en Belgique, l’État fédéral et les entités fédérées sont compétentes en matière d’énergie, les intervenants ont-ils des informations sur les volontés des entités fédérées en matière d’hydrogène? Quels sont les investissements prévus par les différentes entités fédérées dans le développement de l’hydrogène (notamment en ce qui concerne la recherche et le développement)? Au-delà de la production de la molécule elle-même, la question du transport pose un réel défi.

En effet, la plupart des contenants pour les hydrocarbures ne peuvent contenir de l’hydrogène pur. Il y aurait de multiples fuites, donc autant de dangers. Quel est l’état du développement de nouvelles structures de transport plus adaptées à l’hydrogène? L’hydrogène peut être utilisé comme un vecteur d’énergie pour de nombreuses applications de mobilité. Il présente l’avantage de ne rejeter que de l’eau, ce qui permet d’éliminer les émissions de particules, de soufre, d’oxyde d’azote et de contribuer à l’amélioration de la qualité de l’air.

Des voitures à l’hydrogène sont déjà sur le marché. La seule différence est que la batterie est remplacée par une pile à combustible. Cependant, ces véhicules ont un coût fort élevé. L’hydrogène est une alternative principalement en matière de mobilité lourde (par exemple pour le transport de marchandises). Quels sont les avantages et les inconvénients du développement de l’hydrogène en matière de mobilité? Les orateurs ont-ils des informations sur l’état actuel des applications de mobilité en Belgique et en Europe? Quelles sont les perspectives à court et moyen termes? M. Thierry Warmoes (PVDA-PTB) commence par poser une série de questions sur les applications possibles de l’hydrogène.

En ce qui concerne le secteur des transports, les stations-service à hydrogène font partie de la stratégie hydrogène de Fluxys

VITO

est plus sceptique et envisage des applications principalement dans le transport lourd, et peut-être surtout dans d’autres molécules sans carbone (méthanol, ammoniac, etc.), l’hydrogène n’étant que le produit intermédiaire. Quelle est la position des orateurs à ce sujet? M. Warmoes demande ensuite ce que pensent les intervenants du potentiel de l’hydrogène en tant que solution de stockage stratégique à long terme. Quelle est la voie la plus efficace: produire à nouveau de l’électricité par le biais d’une pile à combustible, ou transformer l’hydrogène en bio-méthane (également appelé gaz de

synthèse), puis produire à nouveau de l’électricité via une centrale au biogaz? Et quelles alternatives envisagentils en termes de stockage à long terme et de flexibilité? En ce qui concerne le chauffage des bâtiments, il semble que l’électrification (une pompe à chaleur combinée à une bonne isolation) soit une meilleure alternative. Il existe toutefois plusieurs projets pilotes, principalement aux Pays-Bas, qui travaillent avec l’hydrogène au niveau du quartier.

Quel est l’avis des orateurs à ce sujet? Un autre point de discussion majeur concerne la production d’hydrogène, et notamment le choix entre l’hydrogène vert et l’hydrogène bleu. Ne risque-t-on pas, en investissant dans la production d’hydrogène bleu, de rester dépendant des combustibles fossiles? Qu’en est-il des nouveaux investissements dans les installations de combustibles fossiles réalisés à cette fin? Dans son document de synthèse, le VITO indique que la meilleure méthode de production n’a pas encore été établie (hydrogène vert ou bleu).

Mais qu’en est-il des risques inhérents à la séquestration de carbone (CSC)? En outre, les possibilités de stockage du CO2 sont limitées. Par conséquent, n’est-il pas d’ores et déjà évident que nous devons miser massivement sur la production d’hydrogène vert? Ce qui veut dire qu’il faut avant tout investir massivement dans les énergies renouvelables. M. Warmoes demande ensuite s’il est plus efficace d’acheminer l’hydrogène par un réseau de conduites ou par bateau.

La réponse dépend-elle du lieu où l’hydrogène est produit? Un orateur indique que le transport d’hydrogène par conduite serait moins cher que l’électricité, tandis que l’autre affirme le contraire. Le document de synthèse du VITO montre également que les pertes d’efficacité sont nettement plus élevées lors du transport d’hydrogène que lors du transport direct d’électricité. Quel est dès lors l’intérêt de produire de l’hydrogène en Afrique du Nord et de le transporter ensuite en Europe, au lieu d’acheminer directement l’électricité vers l’Europe? M. Warmoes explique en outre que le terme “dorsale hydrogène” fait référence aux nouvelles conduites d’hydrogène.

Il s’intéresse également à la possibilité d’adjoindre de l’hydrogène dans les gazoducs et à la possibilité de reconvertir, à terme, les gazoducs existants en hydroducs. En effet, de plus en plus souvent, on justifie les nouveaux investissements dans les infrastructures gazières en arguant que ces infrastructures pourront être réutilisées pour l’hydrogène.

Après avoir lu le document de synthèse du VITO, l’intervenant en doute. L’adjonction d’hydrogène n’est pas évidente, a fortiori parce qu’elle nécessite des adaptations majeures de la part des utilisateurs finals. Il ne voit pas non plus clairement si l’objectif est de passer complètement du gaz naturel (avec ou sans adjonction d’hydrogène) à 100 % d’hydrogène à un moment donné. Est-ce techniquement possible? Cette possibilité estelle envisagée dans les plans de “dorsale hydrogène”? Enfin, M. Warmoes évoque l’annonce faite par Fluxys de doubler la capacité de son terminal GNL à Zeebrugge.

Au début de l’année, Fluxys a également été sous les feux de l’actualité à la suite de ses projets d’investissement dans des gazoducs brésiliens. Comment ces investissements s’inscrivent-ils dans la vision hydrogène de Fluxys? M. Kris Verduyckt (sp.a) trouve que c’est une bonne chose d’en apprendre davantage sur l’hydrogène. Ces informations confirment qu’il ne s’agit pas d’une solution miracle, contrairement à ce que prétendent certains acteurs politiques.

Comment M. Adwin Martens (Waterstofnet) voit-il le cluster belge évoluer vers un marché national porteur pour les produits liés à l’exploitation de l’hydrogène? Quelles sont les solutions les plus faciles à mettre en œuvre pour que des particuliers disposant de budgets différents puissent utiliser ces produits? Chimiquement parlant, il n’existe qu’une seule molécule d’hydrogène. Comment faire en sorte qu’elle soit aussi “verte” que possible? Comment allons-nous signaler les variantes non vertes, qui seront probablement aussi importées? Il existe déjà une infrastructure privée pour l’hydrogène dans le port d’Anvers.

Comment M. Pascal De Buck (Fluxys) et Mme Els Brouwers (Essenscia) voient-ils la dynamique de marché entre Fluxys et ces acteurs privés? Mme Els Brouwers (Essenscia) et M. Marc van den Bosch (Febeg) plaident tous deux en faveur d’une plus grande concurrence. Toutefois, lorsqu’on leur demande dans quoi il faudrait investir, les réponses sont différentes. Investir pleinement dans la forme verte est-elle la bonne solution ou les budgets disponibles devraient-ils être répartis entre toutes les formes d’hydrogène? III. — RÉPONSES M. Jacques Vandermeiren (Port d’Anvers) souligne tout d’abord la coopération entre les différents acteurs et critique par ailleurs le manque de stratégie de la Belgique en matière d’hydrogène.

Il indique ne pas savoir comment on pourrait scinder intelligemment les compétences entre le niveau fédéral et le niveau régional en ce qui concerne l’hydrogène. Déterminer l’ordre de succession des clients de l’hydrogène est un faux problème, estime-t-il. L’hydrogène peut aider de nombreux utilisateurs. Il faudrait dans un premier temps établir un ordre de succession en fonction de la rareté sur le marché de l’hydrogène, et plus particulièrement sur le marché de l’hydrogène vert.

Il considère toutefois l’industrie comme le premier client car, en l’absence de combustibles fossiles alternatifs, le risque de délocalisation de certaines industries est réel et doit être évité. L’orateur pense que le deuxième client pourrait être le secteur du transport maritime, entre autres en raison du fait que l’hydrogène peut être utilisé pour le transport de vecteurs d’hydrogène. M. Vandermeiren estime que la perspective de notre réflexion est beaucoup trop locale.

En matière d’hydrogène, il faut avoir une réflexion axée sur une perspective internationale. En effet, l’utilisation et la production massives d’hydrogène sont impossibles en Belgique en raison d’un manque d’espace. Les Pays-Bas n’ont pas seulement élaboré une stratégie et dégagé des budgets, ils ont également conclu des accords avec la Rhénanie-du-Nord-Westphalie pour s’approvisionner en hydrogène. La Belgique devrait relier ses ports entre eux, avec la Rhénanie-du-Nord-Westphalie et avec les pôles industriels du sud du pays.

L’orateur souligne que les travaux d’infrastructure prennent beaucoup de temps dans notre pays. Il renvoie à cet égard à la ligne Stevin, dont la construction a duré dix ans. Il serait donc préférable de commencer les travaux le plus rapidement possible. Il ajoute également que les travaux souterrains ou dans des zones peu habitées (comme les ports) sont plus rapides et moins coûteux que les travaux de construction de lignes à haute tension, qui peuvent se heurter à la résistance des riverains.

M. Adwin Martens (Waterstofnet) commence par souscrire à l’idée que la coopération et la réflexion axée sur une perspective internationale constituent deux fers de lance dans le cas de l’hydrogène. L’orateur ne pense pas que choisir entre l’hydrogène et les batteries soit une bonne idée. Il renvoie à cet égard à l’Asie, d’où proviennent initialement les batteries et où l’on développe actuellement l’hydrogène pour les transports.

L’industrie aura besoin d’hydrogène bon marché. Si nous parvenons bientôt à produire de l’hydrogène vert bon marché, cet hydrogène pourra aussi être utilisé dans d’autres secteurs. C’est précisément l’industrie qui devra s’assurer de la production et de la disponibilité de l’hydrogène à grande échelle. Il demande de garder à l’esprit les perspectives de 2025, de 2030 et de 2040. Il confirme ensuite que notre pays compte plusieurs entreprises dotées d’une technologie de pointe, comme le prouve l’achat, par des pays voisins, de bus construits à Koningshooikt.

Le rachat de petites entreprises belges développant des systèmes d’électrolyse par de grands acteurs internationaux en est également la preuve. L’orateur demande de donner du temps à cette évolution et d’éviter que nos joyaux partent dans d’autres pays au climat plus favorable. Il indique que si des coopérations sont déjà en place, celles-ci pourraient néanmoins être encore plus intensives. Outre une coopération entre les entreprises, il demande aussi une coopération structurelle entre les autorités publiques.

L’orateur répond ensuite que des entreprises comme Q8 et Total font partie du cluster industriel de l’hydrogène, tant pour le feedstock (dans le cadre de l’écologisation des combustibles fossiles) que pour les stations-service. Selon M. Martens, on estime qu’au niveau international, 30 % des voitures particulières fonctionneront à l’hydrogène et 70 % au moyen de batteries électriques. Le secteur des transports mise fortement sur l’hydrogène.

L’orateur confirme que l’infrastructure est essentielle. L’électrification ne va pas de soi. Le lancement de l’hydrogène dans les transports se heurte sans doute à une difficulté dans la mesure où il nécessite la présence immédiate de stations-service équipées. À long terme, cependant, les choses seront plus simples car aucun autre dispositif ne devra être mis en place. Pour conclure, il souligne à nouveau l’importance de la coopération pour que l’Europe se positionne clairement par rapport à l’Asie.

M. Pascal De Buck (Fluxys) ne se prononce pas sur la répartition des compétences en matière d’hydrogène, mais il souligne l’importance d’une vision globale, de la coordination et de la coopération. Il indique que les différents niveaux au sein de la structure institutionnelle belge ne peuvent pas constituer un obstacle à la coopération internationale.

L’orateur explique ensuite que le site de stockage de Loenhout est un instrument important pour la sécurité d’approvisionnement de notre pays. Il précise qu’il ne s’agit pas de cavités salines. Le site pourra en outre encore être utilisé assez longtemps pour le gaz naturel. Néanmoins, des études sont déjà en cours pour déterminer s’il peut également convenir pour le stockage de l’hydrogène. L’hydrogène, combiné avec la captation carbone, peut être converti en méthane synthétique (un gaz de constitution similaire à celle du gaz naturel).

Il s’agit d’une perspective à long terme. À la question de savoir si la captation carbone doit être temporaire ou non, l’orateur répond que la priorité doit être donnée à la réutilisation des infrastructures de transport existantes, dont une grande partie a déjà été amortie par les consommateurs belges. Une partie de l’industrie belge produit des émissions inévitables. Pour que cette industrie reste dans notre pays, il faudrait parvenir à capter ce CO2.

Le stockage est peut-être une solution transitoire, mais la captation et le transport du CO2 deviendront certainement une caractéristique permanente de cette industrie. À terme, il faudra trouver des solutions pour réutiliser ce CO2. L’orateur confirme qu’il existe des études qui montrent que l’électrification est plus efficace dans certaines circonstances et que l’hydrogène l’est dans d’autres. Toutefois, il estime qu’il faut se montrer prudent à l’égard d’une réflexion reposant sur l’exclusion, car la réalité est complexe sur le terrain.

C’est pourquoi il plaide pour une réflexion reposant sur la combinaison de plusieurs éléments. Au niveau européen aussi, il serait par ailleurs recommandé de rechercher la meilleure combinaison entre les molécules et les électrons en tenant compte de la sécurité de l’approvisionnement, de la faisabilité économique et technique et de la réduction de CO2. Dans ses premières études, l’Europe considère que le marché de l’énergie évoluera pour atteindre environ 50 % d’électrification et 50 % de molécules qui devront être décarbonés à terme.

En ce qui concerne le captage du CO2, l’orateur indique que la situation a complètement changé en l’espace de cinq à dix ans. En outre, le captage du CO2 fait partie de la stratégie européenne. M. De Buck confirme ensuite que Fluxys est en contact avec le monde industriel. Son intention est d’anticiper. Elle devrait d’abord pouvoir mettre à disposition les infrastructures nécessaires pour ensuite créer rapidement des interconnexions, y compris avec les pays voisins.

Ces plans s’inscrivent également dans le plan de relance européen.

L’orateur regrette l’absence d’un cadre réglementaire et d’une vision pour 2030-2050. Comme pour tout produit à transporter, il existe des règles de sécurité à respecter. Fluxys a lancé des études, en collaboration avec des opérateurs actifs dans les pays voisins, afin d’identifier les limites en matière de sécurité et de réaffectation de ses infrastructures dans le cadre de l’utilisation de l’hydrogène, et des progrès considérables ont déjà été réalisés à cet égard.

L’orateur poursuit en expliquant que l’hydrogène a l’avantage d’être stockable, contrairement à l’électricité. Lorsqu’il s’agit de plus grandes quantités, l’hydrogène est stocké sous forme d’hydrogène pur. Concernant l’utilisation de l’hydrogène pour le chauffage, l’orateur donne l’exemple d’une région du Royaume- Uni qui est passée à l’hydrogène. Si le marché belge décide également de prendre cette direction, Fluxys devra veiller à ce que l’infrastructure de transport soit prête pour les gestionnaires des réseaux de distribution.

Sous sa forme pure, l’hydrogène peut être transporté très efficacement par pipeline mais pas par bateau, l’hydrogène devant alors être liquéfié. L’orateur réaffirme que la capacité du territoire belge est insuffisante pour produire suffisamment d’énergie renouvelable pour répondre à nos besoins. Il faudra rechercher tout un éventail de solutions pour répondre à ces besoins. La coopération internationale sera essentielle à cet égard.

L’ajout d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel est envisagé, mais il a des limites. En effet, l’hydrogène a une valorisation différente et il faut tenir compte de la question des certificats et de limites techniques. Est-il opportun de procéder à cet ajout ou serait-il préférable de construire un réseau distinct? Le marché contribuera à répondre à cette question. En tout cas, Fluxys est ouvert à ces deux solutions.

Le réseau existant peut être réutilisé à condition de modifier les modalités de son utilisation. Des investissements seront également nécessaires. Beaucoup de choses devront être faites avant que le marché de l’énergie puisse être entièrement réorienté vers une forme d’énergie alternative ou vers une combinaison de formes d’énergies alternatives. Certaines solutions alternatives, comme l’hydrogène bleu, pourraient faire partie de la solution dans le cadre d’une phase de transition.

Il a été demandé à Fluxys de fournir et de construire des capacités de regazéification supplémentaires dans le terminal GNL de Zeebrugge. La mission de Fluxys est d’accéder à cette demande. L’orateur souligne toutefois que ces capacités supplémentaires seront construites d’une manière très respectueuse de l’environnement. Ces plans s’inscrivent dans la dynamique européenne actuelle du marché du gaz naturel.

Le marché européen de l’énergie, qui inclut le marché du gaz naturel, évolue fortement en prévision du déploiement de la transition énergétique. Fluxys s’engage à rendre sa nouvelle infrastructure entièrement compatible avec les futures molécules. Les investissements réalisés au Brésil n’ont rien à voir avec Fluxys Belgium. Il s’agit d’investissements de Fluxys SA. L’orateur explique que les Brésiliens ont actuellement un système énergétique polluant.

Ils se chauffent notamment encore au bois. La production d’électricité augmente dans ce pays. Dans la phase de transition, le gaz naturel est un vecteur important pour réduire considérablement l’empreinte carbone. L’orateur conclut son intervention en indiquant que si nous entendons renforcer la position internationale de groupe énergétique de la Belgique à long terme, nous avons tout intérêt à suivre sur ce qui se passe autour de nous en matière de production de molécules vertes.

Mme Els Brouwers (Essenscia) déclare qu’il convient de faire preuve de pragmatisme en matière de répartition des compétences. Il importe surtout que l’industrie soit alimentée en énergie. Il serait préférable que l’exercice des compétences soit optimal à cet égard. L’oratrice estime qu’il importe d’abord de décider ce que l’on souhaite réguler. Le transport? La production? Le marché offre souvent les meilleures solutions.

Elle recommande dès lors d’examiner le cadre européen pour déterminer dans quelle mesure la régulation fonctionne mieux que le marché. S’agissant de l’utilisation de l’hydrogène (dans l’industrie ou ailleurs), l’oratrice indique que certaines applications sont plus utiles que d’autres. Essencia utilise chaque molécule pour élaborer un produit. La valeur ajoutée est très élevée en l’espèce par rapport à la combustion de l’hydrogène qui entraîne une certaine perte.

Le prix du vecteur énergétique constitue un autre élément dont il faut tenir compte. L’industrie y est très sensible. Les produits exportés doivent en effet rester compétitifs. Il existe dès lors un fossé entre le coût des vecteurs énergétiques et leur application. La question est de savoir comment ce fossé peut être comblé en

utilisant les molécules produites au maximum et de la manière la plus efficiente possible. À court terme, la délocalisation du secteur chimique n’est pas tellement liée à la disponibilité d’énergie fossile, mais à la question énergétique. Que l’hydrogène soit utilisé comme matière première ou comme vecteur énergétique, les industries sont les utilisateurs de base. Elles ont besoin d’un approvisionnement continu, tant d’énergie que de matière première.

Il est nécessaire de stocker l’hydrogène afin de pouvoir garantir cet approvisionnement continu. Il ne serait pas possible de répondre à ces besoins par le biais d’une production intermittente d’hydrogène, pas plus que par le biais d’une production d’électricité locale intermittente. Il n’est pas si facile de stocker l’hydrogène. Il convient de ne pas sous-évaluer les quantités d’hydrogène qui devraient être stockées afin de pouvoir être utilisées dans les transports, le chauffage et la production d’électricité.

L’oratrice doute que l’hydrogène sous la forme d’hydrogène soit le meilleur mode de stockage. L’oratrice explique ensuite que l’hydrogène est un vecteur énergétique et que l’hydrogène bleu est une filière de production. Le captage du CO2 émis par l’industrie de transformation est une filière qui pourra également être à l’origine de nouvelles applications à l’avenir. Des carburants de synthèse peuvent de nouveau être générés en combinant le CO2 à l’hydrogène.

Mme Brouwers confirme que des vecteurs énergétiques fossiles sont également encore utilisés. 5 % du pétrole actuellement utilisé à travers le monde l’est par le secteur de la chimie qui le transforme en produits, les 95 % restants étant brûlés. Le CO2 émis à partir de ces 5 % de pétrole transformé en produits peut être capté en fin de processus, recyclé et de nouveau transformé en carburant. Il existe une multitude de filières nouvelles et innovantes qui permettent que des investissements dans la captation de CO2 pourront également servir pour de nouvelles applications plus longues.

L’oratrice indique que l’électrolyse a un rendement de 75 %. Des gains d’efficacité sont peut-être encore possibles à cet égard, mais le coût énergétique de la production d’hydrogène pèsera vraisemblablement plus que ces gains potentiels d’efficacité. Des projets d’équipements d’électrolyse sont surtout prévus dans le secteur de l’ammoniac. C’est également le cas chez Ineos. Essenscia adopte une position neutre au sujet de la question de savoir si l’hydrogène vert n’est pas finalement

meilleur que l’hydrogène bleu. Ce qui importe pour Essencia est de disposer à long terme de l’énergie et de la matière première les plus écologiques. Tout dépend de la vitesse avec laquelle le CO2 du système économique actuel doit être réduit. S’il faut agir très vite à cet égard, des technologies de transition seront nécessaires et les gains rapides, comme l’hydrogène bleu, présenteront un intérêt certain.

Si le rythme peut être beaucoup plus lent, il sera possible d’attendre l’évolution de l’hydrogène vert. Le niveau d’ambition est toutefois élevé. Il est probable que de très nombreuses technologies seront nécessaires. Plus il y aura de solutions, plus les progrès seront rapides. Toutes les formes respectueuses du climat sont nécessaires. L’oratrice prône un certain pragmatisme à cet égard. Elle rappelle également que notre économie est très énergivore.

À mesure que la population mondiale augmente, ce besoin en énergie augmentera également. Afin de répondre à ces besoins, il faudra trouver la densité d’énergie quelque part afin de produire ces vecteurs. S’agissant de la dynamique du marché, l’oratrice indique que nous ne partons pas d’une feuille blanche. Il existe un marché et un réseau. Il faudra examiner très rigoureusement comment le réseau et l’infrastructure privée existante seront rémunérés dans le nouveau cadre réglementaire et si le fonctionnement du marché continuera à être garanti.

Une optimisation entre les différents réseaux est nécessaire, mais elle ne requiert pas nécessairement de subventions croisées entre les utilisateurs des différents vecteurs énergétiques. Les régulateurs devront également être vigilants à cet égard, tel que l’indiquent en outre les documents ACER (European Union Agency for the cooperation of Energy Regulators). À la question de savoir où il est préférable d’utiliser prioritairement les budgets, Mme Brouwers répond enfin qu’il faut les utiliser pour combler les lacunes de l’infrastructure existante et non pour la dédoubler.

Il faut procéder à un exercice d’optimisation calqué sur les études du marché. M. Marc van den Bosch (Febeg) considère que la répartition des compétences ne peut en tout cas pas entraîner un blocage ou retarder les projets. Il y a un sens de l’urgence. Compte tenu de la forte densité de l’industrie, l’hydrogène est très important en Belgique, aux Pays-Bas et en Rhénanie du Nord-Westphalie.

Il existe déjà, au sein de l’Union Benelux, des accords auxquels la Rhénanie du Nord-Westphalie est associée. Il est préférable d’utiliser l’hydrogène prioritairement dans les secteurs qui sont difficiles à électrifier. L’orateur renvoie à un projet d’Engie et Ineos visant à injecter de l’hydrogène dans l’alimentation en gaz naturel d’une turbine à gaz. On assiste à un abandon progressif du gaz, auquel on ajoute davantage d’hydrogène bleu et de biométhane, pour arriver ainsi à un verdissement progressif du système.

En réponse à la question de savoir s’il convient d’investir dans l’hydrogène bleu ou vert, M. van den Bosch indique qu’il faut tenir compte de la finalité, qui est d’aboutir à un hydrogène aussi vert que possible en 2050, en passant par l’hydrogène bleu, qui sera encore présent pendant une longue période. Nous pouvons démarrer un certain nombre de projets et devons travailler sur la base de projets pilotes qui peuvent être aussi bien bleus que verts.

Certains membres de la FEBEG souhaitent investir dans des électrolyseurs pour la production d’hydrogène vert. L’orateur considère que l’incorporation d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel est plutôt une solution temporaire. Nous constatons qu’un certain nombre de grands groupes internationaux développent des activités dans le domaine du stockage du CO2. Le prix du CO2 est également un facteur. Auparavant, il y a quinze ans, la tonne de CO2 valait 5 euros, alors qu’elle vaut aujourd’hui 25 euros ou plus.

On étudie d’autres systèmes d’électrolyse, dont le rendement serait nettement supérieur à celui des systèmes existants. Les nouveaux systèmes technologiques peuvent permettre d’accroître le rendement. Le Prof. Dr. Ad van Wijk (Université de Delft) souligne que la question qui se pose dans l’UE n’est pas uniquement de savoir comment on pourrait rendre les divers secteurs plus durables, mais aussi où on pourrait produire l’énergie durable.

C’est une question d’espace, de temps et de livraison de la juste quantité d’énergie au juste prix aux différents consommateurs d’énergie. Nous avons besoin non seulement d’espace, mais aussi de bons rayons de soleil et de vent à une vitesse déterminée pour arriver à un prix bas. Dans les zones densément peuplées, la question se pose en outre de savoir si on peut ou non y installer des éoliennes. Selon le professeur van Wijk, l’Europe restera de toute façon dépendante de l’importation d’énergie.

C’est

le cas pour l’énergie fossile et il en ira de même pour l’énergie durable. Il importe donc d’analyser la manière dont le système est conçu et de vérifier si l’on parvient à acheminer l’énergie stockée au bon endroit et en justes quantités à un prix raisonnable. C’est ainsi que l’hydrogène a été envisagé, car il pourrait être le moyen qui permettrait de transporter l’électricité éolienne et solaire, bon marché, à l’endroit voulu.

Ce qui importe en fin de compte, ce sont les coûts du système, qu’il convient de mettre en perspective: les mêmes panneaux solaires que nous installons en Belgique ou aux Pays-Bas produisent 2 à 3 fois moins que les panneaux solaires que l’on installe au Maroc. L’efficacité est donc plus élevée au Maroc. Allons-nous dès lors y installer tous les panneaux solaires? Non, on examinera finalement les coûts de l’ensemble du système.

Le système de gazoducs a une capacité qui dépasse de beaucoup celle du réseau de transport de l’électricité. Cette capacité et ce réseau de gazoducs peuvent être réutilisés relativement facilement et à moindre coût pour le transport de l’hydrogène. Depuis l’Afrique du Nord, nous disposons déjà de gazoducs d’une capacité de 60 000 mégawatts qui importent du gaz naturel d’Algérie et de Libye en Italie et en Espagne.

Le Maroc, où l’hydrogène peut être fabriqué à partir de l’électricité produite par des panneaux solaires bon marché, a une stratégie en matière d’hydrogène axée sur l’exportation. L’Allemagne a signé un accord avec le Maroc pour pouvoir importer de l’hydrogène. L’électricité y est produite à partir de panneaux solaires pour un centime par kWh. Si on convertit cette électricité en hydrogène, il est possible de produire de l’hydrogène à un prix d’environ 1 à 1,5 euro par kilogramme.

Le coût de production est donc comparable à celui de l’hydrogène gris et bleu. L’orateur préconise de miser en premier lieu sur l’hydrogène bleu, car nous devons encore augmenter cette capacité de production. Si l’énergie est stockée dans des dômes de sel et que l’on élimine ainsi la variation jour-nuit, on produit une charge de base. Si l’électricité est transportée en Belgique par un gazoduc, on y ajoute 1,5 euro supplémentaire par kilogramme.

Si on convertit le tout, cela fait 4 centimes par kWh d’hydrogène. C’est le prix à payer pour acheminer ici de l’hydrogène produit à grande échelle au Maroc. Des études ont montré qu’il est tout à fait possible de construire un pipeline reliant l’Espagne par voie maritime sur une distance de 600 km. Avec un grand pipeline permettant le transport de molécules à travers un tuyau creux, le coût est de 0,1 euro par kilo d’hydrogène par 1 000 km.

Pour l’électricité, ce coût est environ 10 fois plus élevé, même si l’on passe à une échelle supérieure en termes de gigawatts.

Si l’hydrogène peut être obtenu en Belgique à un coût de 4 cents par kWh, la question se posera ensuite de savoir ce que l’on va en faire. Il faudra l’utiliser autant que possible pour la mobilité et dans l’industrie, mais il sera alors en concurrence avec l’électricité que nous produisons nous-mêmes, qui pourra sans doute être produite au même prix. Dans ce cas, on sera face à une concurrence internationale avec notre propre production, et il s’agira de prendre en considération le coût du système dans son ensemble.

Il convient d’examiner la question de savoir comment l’efficacité de l’électrolyse peut être améliorée, et à quel prix. Il s’agit en réalité de comparer le montant total des coûts du système et de réfléchir à la manière de parvenir à un approvisionnement énergétique durable. La prise de conscience du fait que l’hydrogène représente une solution moins coûteuse commence à s’imposer de plus en plus dans la réflexion sur l’ensemble du système énergétique.

Le professeur van Wijk explique que la question de l’infrastructure précède celle de la convergence entre l’offre et la demande. Il va de soi qu’il faut suivre le marché, mais les pouvoirs publics doivent faciliter la construction d’infrastructures de manière proactive. Les Pays-Bas reconnaissent que la construction d’infrastructures est un préalable important. C’est une tâche qui incombe aux autorités publiques.

Il existe aux Pays-Bas un cluster (géographique) d’entreprises chimiques et électriques qui se penchent ensemble sur l’exploitation de l’hydrogène. Pour le chauffage, la pompe à chaleur est une bonne option pour les nouveaux bâtiments. Sur l’île de Goeree-Overflakkee, au sud de Rotterdam, un projet de chauffage de bâtiments est en cours de développement. Sur cette île, on produit plus d’énergie renouvelable qu’on n’en consomme.

Un problème de capacité se pose sur le réseau électrique. Les excédents de production d’électricité peuvent être utilisés pour produire de l’hydrogène. Les solutions hybrides dans les habitations sont également intéressantes, comme la combinaison d’une chaudière hybride avec une pompe à chaleur, où la pompe à chaleur fournit la chaleur de base, tandis que la chaudière à hydrogène ou à biogaz assure la charge de pointe.

Ce genre de technique hybride ouvre la voie à des solutions plus intelligentes et moins coûteuses.

M. Pieter Vingerhoets, EnergyVille-VITO, reconnaît que, pour le transport, il faut tenir compte des coûts du système dans son ensemble. Il n’y pas de solution binaire. Le prix de 4 cents par kWh lui semble plus compétitif que celui qui ressort des scénarios de la coalition d’importation d’hydrogène. L’efficience fait partie intégrante de l’analyse des coûts du système. L’application sectorielle de la technologie de l’hydrogène doit également être prise en compte dans cette analyse.

Commençons par électrifier ce qui est facile à électrifier, comme le prescrit la Commission européenne et, pour ce que l’on n’arrive pas à électrifier, on résoudra le problème avec des molécules. En ce qui concerne le projet de l’immeuble à appartements de Boom, l’orateur a émis des observations à propos de la possibilité de développer l’hydrogène à une échelle suffisante. Il faut distinguer l’innovation de l’acquisition de connaissances, et le développement de la mise en œuvre.

L’électrolyse est, par nature, un processus à petite échelle. Beaucoup de choses restent à faire en matière d’innovation. L’orateur estime qu’il y a une grande différence entre le fait de poursuivre une stratégie d’innovation et l’application, puis l’amplification des innovations à grande échelle. Plus il y aura d’électricité renouvelable en Europe, plus la combustion d’hydrogène finira par devenir une option intéressante.

À long terme, nous aurons certainement besoin d’un apport de molécules. Une plus grande flexibilité est d’ores et déjà nécessaire. S’il n’y a pas de vent ni de soleil pendant plusieurs jours, il faudra pouvoir disposer d’une réserve stratégique de molécules. Aujourd’hui, la production d’électricité est responsable de 6 % des émissions de NOx. Lorsqu’on brûle de l’hydrogène, les émissions de NOx augmentent.

Mais il y a par ailleurs une plus grande réduction catalytique sélective à la sortie et, au moment où les centrales passent à l’hydrogène, on constate, comme le montrent les études à ce sujet, une diminution du nombre d’heures de fonctionnement des centrales au gaz. La question de savoir si nous n’allons pas avoir des problèmes de transport peut être liée à celle de la réserve stratégique de molécules dont nous aurons besoin pendant les périodes sans soleil ni vent, réserve à laquelle il faudra donc recourir à certaines périodes de l’année.

L’orateur convient qu’on ne peut pas exclure le transport d’hydrogène. Le marché s’orientera naturellement vers des applications électriques pour le transport de passagers et les bus au niveau local. De même, le marché

se tournera vers l’hydrogène pour d’autres applications pour lesquelles l’électricité ne suffit pas, comme les déplacements professionnels ou les transports sur de très longues distances. Pour la navigation et l’aviation aussi, le marché aura recours à l’hydrogène.

Hernieuwbare moleculen – groe Van overzeese wind en zon naar eindgebru Zon Wind Electrolyse Opslag & Liquefactie Transport Electriciteit waterstof Syn Conclusie H2IC

Totale kost voor groene energie Aannemelijke ‘cost levels’ haalbaar tegen 2 Chili Australië Oman hydrogen methane methanol ammonia LOHC

Grondstof voor organische chem Hydrotug & Methatug Hydrogen import coalition H2C

Waterstoftechnologie Comm Leefmilieu en Klimaat van de volksvertegenwoordigers 2 maart 2021 Jacques Vandermeiren, CEO Port of Antwerp Fossil energy has created an enormous economic and soci combustion of this fossil energy has thoroughly disrupted t greenhouse gases form the cause of a climate change with climate goals (COP21) will need to be achieved by 2050 to a transition to a carbon-neutral society that is based on ren deadline by which to achieve a climate neutral economy.

Lo supply - it is clear by now that sun and wind will become tw question we must ask ourselves is how this solar and wind e system predominantly based on local renewable energy an encounters several challenges. In order to ensure a futuremeans of energy transport will have to be considered, takin Solar and wind energy is not always available where we consumer area and the high RES potential area Solar and wind energy is not always available when we medium for storing large volumes of energy for a longe helping to maintain system stability and reducing storag Electricity is not always the most appropriate energy ve energy source as easily, molecules are more feasible en Don’t forget the feedstock: for organic chemistry, a sector carbon molecules as its raw material.

Renewable imported molecules will bec of the EU energy mix Renewable energy import originating from wind and sun will if we want to achieve a carbon neutral society by 2050. The complementary to local renewable electricity production in dynamics will decide on the optimal balance between dome Imported molecules will also play a fundamental role in the t such as shipping and aviation, and - combined with circular Hydrogen is already being extensively used as feedstock in decarbonised.

Our country is ideally placed to become a fro with its well-developed pipeline network connecting neighb clusters and a strong customer base.

The Hydrogen Import Coalition This coalition brought together its industrial expertise in orde energy by means of hydrogen carriers. The analysis covers a production, electrolysis and synthesis into a hydrogen carrie Belgium. In the course of 2020, the year in which this study was cond on the role of hydrogen within the energy transition. Europe several countries and a growing interest from companies in g hydrogen strategy and a hydrogen strategy is being prepared into the technological and economical aspects of the hydro renewed focus on hydrogen and provides a basis for its furt Importing hydrogen carriers is feasible This study demonstrates that this type of large scale green h effective, even under a conservative off-grid / independent project realisation.

When delivered to Belgium, the cost rang lies in the range of 65-90 €/MWh by 2030-2035 with a furth by 2050. As several hydrogen based carriers are feasible and competitive energy, sound and sufficiently diversified geopo The most promising hydrogen-based energy carriers - amm by technological scale up hurdles today and could already b A diversified portfolio of initial projects and demonstrators f experience and further reduce the cost gaps.

A fast realisati national industrial hydrogen strategy is strongly recommende Scaling up with public-private funding Scale is essential in order to bring costs down to competitiv imports, any competitive disadvantage with fossil alternative need to be better incorporated in energy markets by applyin Contracts for Differences or other forms of temporary incen field ensured. Some early-movers may require investment su remaining funding gap and boost the maturity of the techno were developed until they reached the verge of market mat Scaling up will also require a stable and robust roadmap and to importing renewable energy and feedstock, alongside dom guarantee international cross border recognition for green m and within Europe), maximalising compatibility with the existi Carrier conversions need to be facilitated by the appropriat supporting policy makers in the development of these roadm port and transport infrastructural links.

This study is also an open call for action to public and privat implementing specific pilot projects designed to support nat Belgian presence in this European fast-developing market.

Waterstofal energievoorzieningvo

• HighͲlights waterstofinEuropeesbeleid
• Chemie,staal,heavyduty logistiek,groeneelektriciteit
• Belgiëheeftchemie,staal,heavyduty logistiek,offs
• Europawenstbedrijvenactiefindewaterstofketen
• Belgiëheeftnual topbedrijvenindewaardeketenv

WaterstofIndustrieCluster:77lede Belangrijker:verdeeldoverdewaar

WaterstofNet vzw, Open Manufacturing Campus, Slac

tel. +32 (0)14 40 12 19, www.w

Wat relatief onbekend, maar essentieel in de ontwikkeling unieke technologiespelers rond waterstof herbergt. In de b meer dan 500 FTE in België werkzaam op waterstof.

Towards an integrated hydrog for Belgium’s 2030 - 2050 clima Versie 3.0 FAS-EN Shareholding & group structure Publigas 77.45% Caisse de dépôt et placement du Québec 19.88% 90.00% FLUXYS BELGIUM Regulated activities in Belgium 10.00% Listed shares (NYSE Euronext Brussels) Golden share Belgian state

Making the right choices today for a well-bala is the key to a successful energy transition A climate-neutral Europe by 2050 Need for a hybrid energy system: green electricity, green gases and biofuels By 2030: increase the reduction in greenhousegas emissions to -55% A Green Deal for Europe European Green De instrumental to susta recovery and growt the production of gr electricity, hydrogen biomethane and ma use of carbon captu E reco p Flux let's carb A climate-neutral Europe by 2050: transformation into a hybrid energy system w European Commission: communication 8 July 2020 Energy system integration Hydrogen strategy Æ INVEST Focus as much on energy e Boost green ele generatio Quickly develop and sca economy: productio infrastruc Tap into the biomethane Capture and reu

To achieve the climate targets : need to de Fluxys Belgium wants to join forces with ind The development of a hydro industry to meet the strong C particularly by targeting sec electricity or with hard-to-ab It will contribute to maintain employment to our econom Belgium : 100 mt/y CO2 emissions European countries develop ambitious plans f important investments Source : Hydrogen Europe

Belgium’s federal government expressed its c hydrogen and CO2 infrastructure Energy infrastructure investments with neighbouring countries and th transport for which electrification framework will also be adapted maximal State Secretary for Economic Recovery and Strategic Investments states: “The components: stimulus measures economic conditions, strategic investments, an political priorities allowing our country to meet the challenge of ecologica commitments in this area and the National Energy-Climate Plan. … Attention w well as smart grids. " Regarding H2 and CO2 backbone, Minister for E European Toget Government Consumers/ DSO's

Open access to infrastructure is vital to ensure a level playing field for participation in the emerging hydrogen and CO2 markets. We will be reusing parts of the existing natural gas network as much as possible to develop the hydrogen and CO2 infrastructure: refurbishing is much less expensive than creating new infrastructure from scratch. Fluxys Belgium, as an infrastructure operator, has 20 years' experience with to the natural gas system.

Fluxys Belgium allies economic efficiency with the long-term use of . Fluxys has everything it takes to make a key Belgium’s climate ambitions in line with Europ Fluxys proposal : in line with European app to develop progressively hydrogen infrastr Phase 1 2020 - 2024 Phase 2 2025 - 2030 Phase 3 2030 onwa Bringing hydrogen to industrial clusters via hydrogen infrastructure + infrastructure for carbon capture for lowcarbon hydrogen Connecting industrial clusters and preparing for a pan-European hydrogen backbone Developing & pan-Europea backbone inf

H2 & CO2 transmission infrastruc following a modular approach Energ France Dunkirk The Belgian H2 /CO2 backbone horizon 2030 Æ develop industry clusters Æ connect and develop clusters Æ provide additional interconnections Æ provide overseas import & export capacity Æ create a production hub Power-to-G Local carb CO2 overseas export H2 import (different carriers) H2 pipeline CO2 pipeline CH4 storage (liquid / gas) CO2 terminalling Buffer storage (liquid) H2 terminalling – buffer storage blue hydrogen production Maximum reuse Minimal cost for society non-binding | for information only backbone: long-term vision horizon 2050 Leading to an ambitious 2030-2 for our Belgian energy infrastruc

Integrated into the European Fluxys together with 10 other European gas infrastructure companies Same principle: maximum reuse of the existing infrastructure Import hydrogen Offshore wind: sea + inland pipes Europe: wind + sun regions: pipe + ship Outside Europe: import terminals + pipes

Hydroge 2 maa Federation of the Belgian chemical and life scienc 60% are

World-class in energy efficiency Strong dec use of qua Decreasing greenhouse gas emissions Better qua Trendsetting in environm • Direct jobs: 94,07 • Indirect jobs: 220,0 • Turnover: € 64.9 • Trade surplus: € 24 b • Investments: € 2.2 • R&D-expenditures: € 4.5 Chemistry and life scien a cornerstone of our pro

of total Belgian export + 25% since 2010 Number 4 in Europe for export in chemistry and life sciences Export in 2019: 131 billion euros or 360 million euros per day Number 1 in Belgium for export and innovation Innovations for a better q

Building blocks for a sus Current Hydrogen in Chemical industry & Lif 88% 12% feedstock energy USAGE 437 kton 86% 14% Steam Reforming PRODUCTION ƒ Sector of chemical & life sciences indus consumer and producer of H2 and has a ƒ To produce current Belgian hydrogen de electricity would be needed. (Offshore t

Innovation is resulting in -25 -20 -15 -10 -5 TWh Potential new feedstock production routes Important increase in hydrogen dema CO2 reduction of current hydrogen S Feedstock: Combine with CO2 to synthetic fuels (CCU) Green ammonia Hydrocracking of plastic waste (chemical recycling) Source: vlaio study 2020 - figure does not include fossil based hydrogen produ

Current production cos reduction is key Source costs estimations: H2: VEA study 2019 – Dirk Meire – natural gas Euro network and taxes) Innovation support is needed to br production costs and make it com As for electrification, avoid restrict green) to speed up innovation for c natural gas Grey Euro/GJ Costs hydrogen different production Energy costs are crucia Geo-strategical view on future e Use Belgian leverages to the m Source: IEA

Bottom up approach inf step-by-step regulation Stable H2 demand and new infrastructure/technology uncompetitive: Optimise existing infrastructure Innovate Prepare plan and reserve corridors H2 demand increases decrease: extend/ infrastru Develop import a Take aways Holistic view energy system including international dimension for Belgium Innovation support No restrictions on origin for consumers H2 H2 • Important feedstock for Che • Demand will increase in futu

Points clés Vision d’essenscia sur l’hyd Représentants d

1. Contexte L'hydrogène (H2) fait de nouveau l'objet d'une attent stratégies1 H2 sont développées partout dans le monde. 8 juillet 2020 et plusieurs pays de l'UE (entre autres exemple, le Japon, le Canada) l’ont déjà précédée. L’hyd vecteur d'énergie respectueux du climat dans diverses a 2. L’hydrogène déjà connu dans l’industrie chimique L’H2 est un gaz bien connu dans le secteur de la chimie e comme matière première (88%) mais également com production de vapeur, lorsque celui-ci est dispon consommation d’H2 est estimée à environ 437 kton2 par Belgique en tant que matière première, sont la prod peroxyde d’hydrogène, l’hydrocraquage, le processus d’ Actuellement, l’H2 est principalement produit à par reforming’’ (SMR) (86%) qui libère également du CO2.

E produit de processus chimiques (14%) tels que les réact au propylène).

3. Le potentiel de l’hydrogène pour réduire les émissi Une étude récente commandée par le gouvernement fla possibles pour l’industrie flamande vers 20503. Com compétitivité des vecteurs énergétiques pour cette tran Il est toutefois évident que l’H2 et les vecteurs énergétiq Pour l’industrie chimique, l’H2 reste une matière premiè être disponible à une échelle suffisante et à des coûts co nouvelles applications pour l’industrie sont d’une part, avec du CO2, comme réducteur dans la production d’a comme vecteur possible d’énergie pour la production de (par exemple : camions, navires).

L’étude ne prévoit p avant 2035. L’origine de l’hydrogène pouvant provenir d importée . La rentabilité des voies de synthèse dans les 4. L'hydrogène est ‘sans couleur’– l'innovation po Des projets pilotes et de démonstration seront nécessa innovantes d’H2 comme le CCU, ainsi que pour pouvoir de l’H2, qui dépend du prix de l’énergie pour la produc crucial pour de tels projets pilotes et de démonstration

1 COM/2020/301 final - A hydrogen strategy for a climate-neutral Eu 2 Sur base d’une enquête auprès des membres d’essenscia 3 https://www.vlaio.be/nl/publicaties/naar-een-koolstofcirculaire-en

c'est-à-dire que l’H2 soit ‘sans couleur’ pour les utilisate restrictions sur la provenance de la production d’électri En outre, l'impact climatique du processus de productio lequel la neutralité technologique et la rentabilité jou nécessaire pour développer davantage les technologie respectueuses du climat (y compris via la capture du C l'électrolyse, la pyrolyse du méthane,...) et pour réduire

5. Une ouverture d’esprit sur l'hydrogène et le systèm Le coût et la sécurité de la production, le stockage et le vitesse de développement et le choix de nouvelles sourc d’énergie doit être autant que possible basé sur le mar donc nécessaire d'examiner avec une ouverture d’espri dans la garantie d'un approvisionnement énergétique s production d’H2 par électrolyse avec des énergies reno monde.

L'importation d’H2 ou de vecteurs d’énergie qui e important dans le futur auquel la Belgique et l'Europ l'approvisionnement énergétique. 6. Transport de l’hydrogène : une approche bottom-u Il existe aujourd’hui déjà un certain nombre de réseau dans les grands pôles industriels dont les exigences te question de savoir si le transport d’H2 doit également réseau est liée à l'évolution du marché des futurs ve l'électricité, du méthanol, de l'hydrogène ? La réponse à étendu ou ramifié.

Afin de donner une indication sur les il convient d’étudier la rentabilité du transport réglem l'infrastructure est partagé par un nombre limité d'utili du développement des réseaux et du cadre législatif c semble appropriée, en tenant compte qu'une grande p construite par des parties privées dans le cadre de leurs développement d'une infrastructure de base complète une approche bottom-up au niveau des pôles, axée su l'avenir.

Des mesures claires en faveur de la neutralité court terme sont en effet liées à la construction d'infras 7. Conclusion Le secteur de la chimie et des sciences de la vie est à la d’H2, ce qui lui confère un rôle clé dans la transition éne CO2 à l'avenir, le secteur s'efforcera de rendre le proce L’hydrogène peut également être utilisé comme vecteu matière première dans de nouveaux processus de produ Pour y parvenir, les éléments suivants sont nécessaires des aides à l'innovation pour développer et rentab respectueux du climat sans limiter l'origine de l'hyd

4 Régulé par l’ETS 5 Loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et aut

une approche bottom-up au niveau des pôles pour nécessaire et la compléter par l'infrastructure exista un développement progressif du cadre réglementai des solutions rapides à court terme en faveur du cli exemple captage, purification, transport) pour rédu d’H2 une vision holistique et globale de l'approvision énergétiques dérivés, dans laquelle la rentabilité et et dans laquelle la Belgique déploie ses atouts en ta et les matières premières

Plus d’informations :

Els Brouwers Responsable du département Énergie, Climat et Économ essenscia boulevard Auguste Reyers, 80 – 1030 Bruxelles Tel. 02 239 97 38

Voor verdere informatie:

Hoofd Energie, Klimaat en economie Reyerslaan 80. 1030 Brussel Tel. 02 239 9738

'power couple' voor de Belgische energietransitie FEBEG Hydrogen V for Belgium Belgian reality check (2017)

Sector vision: towards a low carbo Phased evolution towards decarbo Hybridemixofnatura lowcarbongasand ele Electricityand natural gasasalternatives for morecarbonintensivefuels 'Powercouple’for the Be

Integrated approach Energy consumption reduction feasibility? Direct elect feasibi Energy eff measu Reconciliate Belgian challenges and C02 emissionsreduction Deepdecarbonization Highaddedvalue energyintensiveeconomy

H2 as the cornerstone of the integra Keyroleinasustainable, reliable andaffordable energyfuture Renewableandlowcarbongas molecules playsakeyroleat theinterfaces oftheelectricity, gasandendͲuserssectors m Deep Electrification vs Diversified E Electrify,producehydrogen(H2)domesticallyori WithoutH2 import,electricitydemandtriplesby Electrolyzers +gasfiredpowerplantsbecomesm flexibilityproviders H2stillprovideshalfoftheannualflexibilityinth Abatecarbonemissionwhere energyefficiencyanddirect electrificationarelessefficient

Euro-Regional approach Crossbordercoordination needed (marketrules,specsetc.) Beneluxapproach (portclusters) Belgiumatthecrossroads ofgasandH2,CO2 networks … FEBEG hydrogen vision for Belgium HowtokickͲstartthehydrogenecosystem? StimulateH2 Supply& demand LongͲtermH2 Strategy Recycleexi &develop infrastruct

Develop a long-term hydrogen strat DynamicandadaptativeH Concreteroadmap&clear Regulatoryframeworkfor ofH2,CO2 andeͲmolecule Push&pullpoliciesandin supply,storageandinfrast EmbedtheBelgianH2 stra Develop the H2 market by stimulati and demand Phaseddemonstrationpro FinancialsupportbyBE,R InvestigateCapex,Opex an Ambitiousrenewabletarg ConsidertheimportofH2 ConsideraCO2 pricesigna Lookatsystemoptimizatio

Adapt the use of existing infrastruc investigate new and dedicated infra Researchthedevelopmen RegulateH2 &CO2 gridsfo Coordinatethedevelopm PointͲtoͲpointH2 gridsde H2 transportbylocaldirec A phased & clustered approach 1. Focusonindustry 2. FocusonP2G 3. H2 pilots&scaleup 4. ClusterswithlocalH2 networks 5. Linkclusters&injectG+E

Design a market based and unbund & market framework Theproductionandsuppl Hydrogenstoragefacilities eitheracommercialactivi Organizealiquidandwell Incentivizesupplyanddem Createapositiveframewo tofeedMW/GWrenewab Stimulate the H2 uptake through sp product regulations Commonterminology+E Validatetheuseofrenew Ensureinteroperabilityof SetareliablesystemofGu &lowcarbongasses CoordinatetheGO’ssyste

15-3-2021 Challenge the future Delft University of Technology Waterstof vo 2-3-2021 Waterstof voor Meer dan 30 landen me

Waterstof v Prof. dr. Ad van Wijk; T

Howtoproducehydrogen? Greyhydrogen:=>SteamMethaneReforming(or Bluehydrogen=>Fossilfuels+CCS/U Turquoisehydrogen:fossilfuel+electricity+black c Electrolysis Green/greyhydrogen:electricityfromthegrid,d Greenhydrogen:onlyrenewablesinthegrid 2H2O+Electricenergy=>2H2 +O2 +heat CO2 emissions GreyhydrogenformedbySMR: Greenhydrogenformedbyelectrolysiswithrenew Greenhydrogenformedbyelectrolysiswithanat powerplantproducingelectricity For green hydrogen production, it is

Costsof 1. Commercial viable electrolysers need ~3000 hours 2. For scaling up green hydrogen, by far the greatest amount of low-carbon low-cost electricity EnergyVillestudy 2030:BE4 +219GWextr 2040:addit Source:https://www.energyville.be/pers/energyvilleͲlanceertͲaanvull Sufficient ‘excess’ fossil-free electricity is not to 1000 1500 2500 Central Nucext Nucext Centr HOURSPERYEAR Hoursperyearwithmarginalprod Hourspricelesssthan<10EUR/MWh

Levelised costsofhydrogen Greenhydrogenhasahighersystemvalueasa feedstockthanasenergycarrier BluehydrogenlowͲcarbontransitionalternative =>not100%carbonfree,CCScostuncertain TurquoiseisinterestingbutstilllowerTRLtechnology Source:Florenceschoolofregulation,acosteffective decarbonizationstudy https://fsr.eui.eu/publications/?handle=1814/68977

Ishydrogenefficientasrenew ECCommunication299:“PoweringaclimateͲneutral economy:AnEUStrategyforEnergySystemIntegration” 1. Amore circularenergysystem, with ‘energyͲefficiencyͲ first’ atitscore 2. Acceleratingtheelectrification of energy demand, buildingon alargelyrenewablesͲbasedpower system 3. Promote renewable and lowͲcarbon fuels,including hydrogen, forhardͲtoͲdecarbonise sectors Biofuelsandbiogas Greenhydrogen:electrolysisbygreenpower Transitionalphase:othersourcesoflowcarbonhydrogen CO2capturinganduse Syntheticfuels Heavyroadtransport:batteri • Inthenews:Scaniaworksonfull40 • Possible2.5Ͳ3tonweightreduction • LowermaintenancecostsforBEVtr

Shipping+Aviation=>Hardto IndustrialnoͲregrethydrogen Source:AgoraEnergieWende

Where? ‘’The key demand region is the region of North-Rhin Massive import of electricity and molecules will be n Possibility of relocation to regions with higher renew Noregret:Yeswearein

Conclusions • Themostimportantchallengetotacklefo abundantsupplyofcleanandaffordable Ÿ Andwearenotthereyet • Forapplicationslikepersonvehicles,loca electricityismoreefficientoption • Amassiveamountofhydrogenandhydro abateapplications: Industry:feedstock Transport:shippingandaviation AstrategicbackͲupofmoleculesforextende Than Pieter.vingerhoet

• Carsandlocalbuses=>Electric Source:https://www.transportenvironment.org/ sites/te/files/publications/2020_12_Briefing_fea sibility_study_renewables_decarbonisation.pdf