INTRODUCTION

L’hydrogène est l’élément chimique le plus abondant de l’univers. Il peut servir de carburant de remplacement à faibles émissions ou sans émissions et a un certain nombre d’autres applications dans les secteurs du stockage d’énergie, du transport, de la production d’électricité et du chauffage. Lorsqu’il est mélangé à des combustibles fossiles, il joue un rôle important dans la réduction de leurs émissions de carbone. Bref, cet élément présente un argument convaincant quant à son utilisation en tant que solution autonome pour la transition vers l’énergie propre.

Partout dans le monde, les pays s’engagent à atteindre la neutralité carbone, certains visant à atteindre ce jalon dès 2050. Par conséquent, l’accent est mis sur l’hydrogène en tant que clé de la diversification des sources d’énergie de la planète et d’une économie plus propre et plus verte. Toutefois, l’hydrogène n’existe pas dans un état naturel qui peut être incorporé dans des applications commerciales et doit être converti à l’aide d’autres matières premières comme l’eau ou le gaz naturel. De plus, ce processus de conversion est coûteux et exige beaucoup d’énergie.

La question se pose donc : L’hydrogène est-il la solution miracle? L’appétit politique et sociétal s’accroît, mais la technologie peut-elle suivre le rythme? Le présent article donne un aperçu du rôle de l’hydrogène dans la transition vers l’énergie propre. Il propose une introduction générale à la production, à l’utilisation, au transport et au stockage de l’hydrogène, et enchaîne avec un examen des engagements du gouvernement à ce jour au Canada et partout dans le monde et des défis réglementaires potentiels, avant de conclure avec le point de vue d’un intervenant de l’industrie.

LA TECHNOLOGIE

Notions de base sur l’hydrogène

L’intérêt récent pour l’hydrogène tient de sa capacité à agir comme combustible ou vecteur énergétique, et donc comme solution de rechange aux combustibles fossiles. L’hydrogène transporte environ trois fois plus d’énergie par masse unitaire que l’essence, sa combustion ne produit que de l’eau et a une intensité en carbone du cycle de vie inférieure à celle des combustibles fossiles^[1]. Pour ces raisons, l’hydrogène représente une excellente solution de rechange énergétique pour toute une gamme d’applications incluant le transport, la production d’électricité et le chauffage, y compris la chaleur de procédé (industriel) et le chauffage des locaux (résidentiels et commerciaux). Le principal inconvénient est que l’hydrogène coûte actuellement plus cher à produire que les combustibles fossiles. Bien que l’hydrogène puisse être dérivé de plusieurs matières premières (p. ex. le gaz naturel, les déchets agricoles, les produits forestiers, l’eau) et procédés chimiques, l’écart de prix entre l’hydrogène et les combustibles fossiles dépend en grande partie de sa méthode de production.

Aujourd’hui, la plus grande partie de l’hydrogène dans le monde est produite à partir du gaz naturel. Cet hydrogène « gris » est produit par le reformage à la vapeur du méthane ou du gaz naturel, ce qui génère des émissions de carbone lorsqu’elles sont mesurées tout au long du cycle de vie du produit, de l’extraction jusqu’à l’utilisation. Toutefois, comme l’hydrogène ne produit pas d’émissions au point de consommation, l’intensité en carbone du cycle de vie de l’hydrogène gris est inférieure à celle des combustibles fossiles traditionnels.

Lorsqu’il est utilisé en combinaison avec la technologie de captage et de stockage du carbone, l’hydrogène gris est caractérisé comme de l’hydrogène « bleu ». Ses émissions de carbone pendant le cycle de vie sont encore plus faibles que celles de l’hydrogène gris, mais à un coût de production plus élevé compte tenu du besoin supplémentaire de capter le carbone.

L’hydrogène peut également être produit en divisant les molécules d’eau en hydrogène et en oxygène à l’aide de courants électriques par le procédé d’électrolyse. Lorsque l’électricité utilisée pour alimenter les électrolyseurs provient d’une source non émettrice (c.-à-d. hydroélectrique, nucléaire, solaire, éolienne), le procédé ne génère aucune émission. Cet hydrogène, appelé hydrogène « vert », est le plus cher à produire.

À l’heure actuelle, l’utilisation la plus importante de l’hydrogène, tant au Canada qu’à l’échelle mondiale, est la matière première dans les secteurs industriels à forte intensité d’émissions. De nos jours, les utilisations les plus courantes de l’hydrogène sont le raffinage du pétrole et la production d’ammoniac, de méthanol et d’acier^[2].

Transport et stockage de l’hydrogène

En raison de sa faible densité volumétrique, le transport et le stockage de l’hydrogène peuvent être des opérations complexes et coûteuses, ce qui a une incidence sur sa compétitivité par rapport aux autres combustibles. Plus précisément, il faut trois fois plus de quantités volumiques d’hydrogène pour fournir la même quantité d’énergie que le gaz naturel, ce qui augmente les coûts et l’infrastructure nécessaires pour le transport et le stockage de l’hydrogène dans l’ensemble du réseau. Le transport de l’hydrogène sur de longues distances s’avère particulièrement complexe, car le principal moyen de transport de l’hydrogène au Canada, tant gazeux que liquide, est le camion-citerne^[3].

Pour cette raison, l’hydrogène est principalement utilisé sur le site de production. Cependant, il existe un certain nombre d’options différentes pour accroître la capacité de stockage et de transport de l’hydrogène, comme la compression, la liquéfaction ou le procédé chimique qui consiste à incorporer l’hydrogène dans des molécules plus grosses (supports chimiques) qui se transportent et se stockent plus facilement sous forme de liquides dans les pipelines de transport et de distribution de gaz naturel^[4].

Un certain nombre de pipelines dédiés au transport de l’hydrogène sont déjà exploités et le réseau de transport de gaz existant possède déjà une importante capacité de stockage^[5]. En transportant un mélange d’hydrogène et de gaz naturel, les pipelines de transport ou de distribution de gaz naturel existant au Canada peuvent être convertis pour accélérer la croissance de l’utilisation de l’hydrogène au Canada. Cet amalgame peut également être utilisé directement dans un certain nombre d’applications d’utilisation finale au lieu du gaz naturel, comme il en est question plus loin.

Parmi les autres options de stockage, mentionnons les piles à combustible, qui devraient jouer un rôle important dans diverses applications, dont le transport, l’utilisation de combustibles pour la production d’électricité et de chaleur ainsi que la fourniture de matières premières pour l’industrie. Il existe également des moyens géologiques de stockage, car l’hydrogène sous forme gazeuse peut être stocké sous terre dans des cavernes de sel, des réservoirs de gaz naturel ou de pétrole déplétés et des aquifères salins^[6].

Mélange de l’hydrogène

Comme combustibles, l’hydrogène et le gaz naturel présentent un certain nombre de similitudes, particulièrement en ce qui a trait à la sûreté, à la capacité de transport et à la polyvalence. Compte tenu de l’intérêt croissant pour l’hydrogène comme combustible, le mélange de l’hydrogène à du gaz naturel ou même à du propane offre l’occasion d’accroître la demande d’hydrogène tout en réduisant les émissions de carbone et en optimisant l’utilisation de l’infrastructure de livraison de combustible existante à mesure que le marché de l’hydrogène prend de l’expansion. Ce mélange peut être utilisé dans de nombreuses applications à la place du gaz naturel pur. Actuellement, des rapports de mélange allant jusqu’à 20 % d’hydrogène sont mis à l’essai et ont un impact limité sur l’infrastructure de distribution et les appareils des utilisateurs finaux^[7].

Le mélange de quantités relativement petites d’hydrogène dans les réseaux de gazoducs existants nécessiterait tout au plus des changements mineurs à l’infrastructure de distribution de carburant et aux appareils des utilisateurs finaux, tout en stimulant les technologies d’approvisionnement en hydrogène. Cela présente l’avantage de réduire au minimum les coûts d’investissement initiaux élevés et les risques connexes liés au développement d’une infrastructure de transport et de distribution de l’hydrogène^[8].

Le mélange de l’hydrogène contribuera certainement de façon importante au développement de l’économie de l’hydrogène, mais un certain nombre de défis subsistent, notamment en ce qui concerne la compatibilité des pipelines, la tolérance de l’équipement d’utilisation finale, ainsi que des considérations liées à la densité et à la variabilité du volume de l’hydrogène. Comme il a été mentionné précédemment, à température ambiante, l’hydrogène accapare environ le tiers de la densité volumétrique d’énergie du gaz naturel, ce qui réduit la teneur en énergie du gaz mélangé. Plus la quantité d’hydrogène du mélange augmente, plus la teneur en énergie moyenne du mélange de gaz diminue, de sorte qu’un volume accru du mélange de gaz doit être consommé pour répondre aux mêmes besoins énergétiques. Il s’agit d’un facteur à considérer important pour le transport, en tenant compte de la capacité des pipelines, ainsi que des applications d’utilisation finale.

De plus, selon la composition du mélange et les conditions d’exploitation d’un pipeline donné, l’exposition à l’hydrogène peut entraîner une fragilisation et une dégradation des réseaux au fil du temps. L’acier et le polyéthylène plus récents, utilisés dans les réseaux de distribution de gaz naturel, ne présentent généralement pas de préoccupations en ce qui concerne la fragilisation; toutefois, l’acier utilisé dans les anciennes infrastructures de distribution et les anciens pipelines de transport de gaz naturel peut être vulnérable à ces problèmes lorsqu’ils sont exposés à des concentrations plus élevées d’hydrogène et à des pressions plus élevées sur une période prolongée^[9].

Les rapports de mélange de l’hydrogène destiné à la distribution sont limités par la capacité et la tolérance de l’équipement d’utilisation finale relié au réseau. Par conséquent, la tolérance du réseau global est limitée à celle de la composante d’utilisation finale ayant la tolérance la plus faible. Ce défi peut s’avérer particulièrement difficile à surmonter dans le cas des procédés industriels de grande précision qui utilisent le gaz naturel comme matière première. L’évaluation des appareils d’utilisation finale plus conventionnels (résidentiels et commerciaux) est en cours.

Production et stockage de l’électricité

L’hydrogène a plusieurs utilisations dans l’industrie de l’électricité. Bien qu’il puisse être utilisé directement (et/ou comme mélange) dans les turbines à combustion, son utilisation dans les centrales stationnaires utilisant des piles à combustible a augmenté rapidement^[10]. Les piles à combustible convertissent l’hydrogène en électricité et en chaleur et produisent de l’eau et aucune émission directe.

Un autre rôle de l’hydrogène dans le secteur de l’électricité est de fournir des capacités de gestion de la puissance. L’hydrogène peut être utilisé comme source d’énergie de secours et option de stockage pour soutenir l’énergie renouvelable variable. Il offre plus de souplesse et de stabilité et permet de tenir compte des variations saisonnières et de l’intermittence dans la demande et la capacité de production d’électricité renouvelable^[11].

L’électricité excédentaire générée par le vent et le soleil en dehors des heures de pointe peut être utilisée pour produire de l’hydrogène par électrolyse (dans des installations de conversion de l’électricité en gaz, que l’on appelle P2G), lequel peut, à son tour, être stocké et utilisé pour produire de l’électricité ultérieurement, soit au moyen de turbines à combustion ou de piles à combustible stationnaires.

Conformément à un contrat de stockage d’énergie conclu avec la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité de l’Ontario, la première installation P2G au Canada a été établie afin de fournir des services de régulation, à savoir d’équilibrer et de gérer l’offre et la demande d’électricité en temps réel et d’assurer le fonctionnement fiable du réseau d’électricité de l’Ontario en convertissant l’électricité renouvelable excédentaire en hydrogène. Cet hydrogène est stocké en vue d’une conversion ultérieure en électricité au moyen de piles à hydrogène lorsque le réseau en a besoin. Récemment, Enbridge Gas et Cummins ont annoncé un nouveau projet qui permettra de mélanger cet hydrogène renouvelable dans une boucle séparée du réseau de distribution de gaz naturel existant d’Enbridge Gas^[12].

L’efficience de ces méthodes de conversion et de stockage demeure un défi, car une grande partie de l’électricité d’origine est perdue dans le procédé, par comparaison, surtout, aux pertes observées dans le cycle de stockage au moyen, par exemple, de piles au lithium ionique^[13]. Cela dit, l’hydrogène peut contribuer à améliorer « la rentabilité des énergies renouvelables variables en fournissant un stockage d’énergie à grande échelle qui optimise l’utilisation de ces actifs de production d’électricité^[14] ».

En plus de soutenir l’électricité renouvelable variable, les piles à combustible peuvent aussi faciliter l’accès à une alimentation en électricité fiable dans les régions éloignées. Actuellement, la production d’électricité hors réseau et de secours demeure en grande partie alimentée au diesel, une solution qui peut s’avérer coûteuse quand elle sous-tend le transport vers des collectivités éloignées et autochtones. L’hydrogène peut être intégré dans les systèmes d’énergie renouvelable et produit localement par électrolyse. Il peut également être stocké au moyen de piles à combustible pour fournir une alimentation de secours, alimenter un système de microréseau et être distribué en cogénérant de la chaleur et de l’énergie. Les piles à combustible offrent une solution de rechange intéressante qui permettrait non seulement de réduire la dépendance à l’égard du diesel et d’autres combustibles fossiles importés, mais aussi d’offrir une solution de rechange beaucoup plus propre et plus saine en réduisant les émissions et en améliorant la qualité de l’air local^[15]. Un autre facteur à considérer important dans le contexte des véhicules utilisés dans les régions éloignées est que les piles à combustible offrent un meilleur rendement que les batteries à des températures plus froides^[16].

Industrie des transports

Comme il a déjà été mentionné, les piles à hydrogène ont un certain nombre d’applications et devraient jouer un rôle important dans diverses industries, y compris la production d’électricité, la chaleur, les matières premières pour l’industrie et, en particulier, le transport. De nouveaux marchés s’ouvrent pour les solutions de transport alimentées par des piles à hydrogène, y compris les marchés des véhicules de passagers, des camions de transport de marchandises, des autocars, des systèmes de transport urbain, des trains, des navires et même des aéronefs^[17].

Comme dans le cas des véhicules électriques à batterie, les véhicules électriques à pile à combustible (ou VEPC) ne produisent aucune émission d’échappement et pourraient améliorer la qualité de l’air local et réduire la pollution^[18]. Cependant, les émissions des véhicules à passagers ne représentent qu’une petite fraction des émissions du secteur des transports, la plupart provenant des autres modes de transport mentionnés ci-dessus. Les piles à hydrogène peuvent alimenter tous ces véhicules. Toutefois, l’industrie des piles à combustible pour les gros véhicules en est encore à ses balbutiements en raison des faibles taux d’adoption, du manque d’infrastructure de ravitaillement en hydrogène et des coûts élevés par rapport aux véhicules électriques à batterie et à combustibles fossiles.

Les VEPC légers à passagers et les autobus de transport en commun sont disponibles sur le marché dans certains pays^[19], et un certain nombre de grands constructeurs automobiles ont des véhicules à pile à combustible sur le marché ou en développement^[20]. Bien qu’on s’attende actuellement à ce que les véhicules électriques à batterie représentent la part du lion du marché canadien des véhicules légers^[21], les VEPC offrent un meilleur rendement dans les secteurs du transport et du camionnage commerciaux lourds et de longue distance, et ont l’avantage d’offrir une plus grande autonomie, un ravitaillement plus rapide et un rendement plus fiable dans les climats plus froids^[22]. Cela dit, la compétitivité des VEPC dépendra en grande partie des coûts des technologies fondées sur des piles à combustible et de la disponibilité des stations de ravitaillement^[23].

Tandis que les gouvernements examinent la possibilité d’utiliser l’hydrogène pour atteindre leurs objectifs de réduction des émissions, ils mettent aussi en œuvre un certain nombre de mesures législatives et de politiques directes et indirectes. Dans la section suivante, nous examinons les mesures prises au Canada, aux États-Unis, en Europe et au Royaume-Uni, ainsi que par plusieurs partenariats internationaux, qui contribueront toutes à la transition énergétique.

ENGAGEMENTS DU GOUVERNEMENT

Canada

Fédéral

En 2016, la même année où le Canada a ratifié l’Accord de Paris, le gouvernement fédéral du Canada a publié un plan national de lutte contre les changements climatiques conçu pour aider le Canada à atteindre son objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 30 % par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2030^[24]. Quatre ans plus tard, en décembre 2020, le gouvernement du Canada a fait un suivi en présentant un plan pour le climat mis à jour et renforcé : Un environnement sain et une économie saine (le « Plan pour le climat »). Le Plan pour le climat comprend 64 politiques et programmes fédéraux qui visent la transition vers l’énergie propre et à mettre le pays sur la bonne voie pour dépasser les objectifs de réduction des émissions de l’Accord de Paris pour 2030. Il appuie non seulement une nouvelle cible fédérale d’émissions nettes zéro d’ici 2050, mais il s’aligne également sur les cibles provisoires accélérées établies par la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité, une loi qui, une fois adoptée, rendra ces cibles juridiquement contraignantes.

Le 16 décembre 2020, le gouvernement du Canada a publié sa Stratégie canadienne pour l’hydrogène (la « Stratégie canadienne^[25] »). La Stratégie canadienne fait de l’hydrogène un élément essentiel pour atteindre les cibles de carboneutralité du Canada d’ici 2050, en prévoyant que l’hydrogène pourrait représenter 30 % de l’énergie utilisée au Canada d’ici 2050. La Stratégie canadienne pour l’hydrogène établit des échéanciers à court, à moyen et à long terme. À court terme, d’aujourd’hui à 2025, le Canada mettra l’accent sur l’établissement d’une assise pour la production et l’utilisation de l’hydrogène au Canada en mettant au point une nouvelle infrastructure d’approvisionnement et de distribution de l’hydrogène. À moyen terme (de 2025 à 2030), l’accent sera mis sur la croissance et la diversification du secteur de l’hydrogène, plus précisément sur le déploiement et la connexion de centres régionaux de distribution de l’hydrogène. À long terme, de 2030 à 2050, le Canada mettra l’accent sur l’expansion rapide du marché, à mesure que des hydrogénoducs dédiés deviendront une solution de rechange au gaz naturel réalisable et concurrentielle sur le plan des coûts.

Le gouvernement canadien a reconnu que toutes les voies de production d’hydrogène bleu et vert à faibles émissions sont nécessaires pour atteindre les cibles établies dans la Stratégie canadienne^[26]. Pour accélérer la planification et la production, le gouvernement accorde la priorité à la coordination stratégique et à l’investissement dans l’ensemble de la chaîne de valeur. À cette fin, le gouvernement fédéral a instauré un certain nombre de programmes de financement conçus pour appuyer les investissements dans la production d’infrastructures à faibles émissions de carbone ou à émissions nulles.

Il convient de souligner en particulier le projet de règlement de la norme sur les combustibles propres du gouvernement du Canada, qui vise à favoriser l’adoption de carburants propres en exigeant que les fournisseurs réduisent graduellement l’intensité en carbone de leurs combustibles^[27]. Le Fonds pour les combustibles propres (« FCP ») du Canada de 1,5 milliard de dollars, introduit dans le cadre du Plan pour le climat et réaffirmé dans le budget de 2021, appuie les objectifs de la norme sur les combustibles propres et de la Stratégie canadienne en finançant des projets visant à construire une infrastructure de production de combustibles propres, y compris d’hydrogène, d’éthanol, de diesel renouvelable et de gaz naturel renouvelable. La FCP aide à réduire les coûts initiaux qui, autrement, constitueraient un obstacle à la croissance du marché national des combustibles propres. Ressources naturelles Canada fournira du financement dans le cadre d’accord de contributions à remboursement conditionnel pouvant atteindre 30 % du total des coûts admissibles du projet, jusqu’à concurrence de 150 millions de dollars par projet^[28]. Ensemble, la norme sur les combustibles propres et le FCP fonctionnent comme une approche de type « carotte et bâton », où la norme sur les combustibles propres incite les Canadiens à réduire l’intensité en carbone de leurs carburants.

Le gouvernement fédéral a également mis en œuvre une multitude d’autres programmes de financement visant à accélérer la transition vers les carburants à faible teneur en carbone grâce au développement de technologies et d’infrastructures d’énergie propre. Ils comprennent notamment un engagement de 150 millions de dollars pour appuyer le déploiement de l’infrastructure pour les véhicules à émission zéro^[29] et par l’entremise de programmes comme le Réseau canadien d’innovation pour la réduction des émissions (RCIRE), le Programme de croissance propre (PCP), le Programme d’infrastructures vertes et l’Initiative autochtone pour réduire la dépendance au diesel.

Provincial

Les gouvernements provinciaux examinent également les possibilités de déployer des solutions fndées sur l’hydrogène pour atteindre les objectifs climatiques.

En Colombie-Britannique, l’hydrogène est au cœur des efforts déployés par la province pour atteindre des cibles ambitieuses de réduction des gaz à effet de serre. Le 6 juillet 2021, la province a publié la stratégie sur l’hydrogène de la Colombie-Britannique (« stratégie de la Colombie-Britannique »), la première province du Canada à publier une stratégie provinciale exhaustive sur l’hydrogène^[30]. La stratégie de la Colombie-Britannique, conçue pour stimuler les investissements dans l’hydrogène dans la province, décrit une série d’engagements stratégiques et de stratégies à court et à long terme pour accroître l’utilisation de l’hydrogène dans la province. La stratégie de la C.-B. estime que l’hydrogène est la solution la plus pratique pour réduire les émissions dans les secteurs difficiles à décarboniser, comme le transport par camions lourds et à poids moyen. Comme à l’échelon fédéral, de nombreux règlements provinciaux s’harmonisent avec la Stratégie sur l’hydrogène pour appuyer la transition vers l’énergie propre. Le Renewable and Low Carbon Fuel Requirements Regulation de la Colombie-Britannique prescrit à la fois une exigence de contenu renouvelable pour le diesel et l’essence et une diminution générale de l’intensité en carbone des combustibles liquides. Le règlement, qui offre des crédits aux fournisseurs de carburant qui cherchent à faire la transition vers des carburants à faible teneur en carbone, a récemment permis à un parc de 65 camions lourds de passer du diesel à l’hydrogène dans le nord-est de la Colombie-Britannique^[31]. La province a aussi récemment modifié le Greenhouse Gas Reduction (Clean Energy) Regulations afin d’accroître la production et l’utilisation de gaz renouvelable et d’hydrogène vert et résiduel en Colombie-Britannique. Les changements donneront plus de souplesse aux services publics de gaz naturel, stimuleront les investissements dans l’énergie renouvelable et accéléreront la croissance de l’approvisionnement en hydrogène et en gaz renouvelable dans leurs réseaux^[32].

En octobre 2020, l’Alberta a publié « Getting Alberta Back to Work – Natural Gas Vision and Strategy » (la « stratégie de l’Alberta »), qui énonce le plan du gouvernement provincial pour l’avenir économique de l’Alberta^[33]. Selon la stratégie de l’Alberta, l’hydrogène est l’un des principaux domaines de croissance du secteur du gaz naturel de l’Alberta. La stratégie de l’Alberta vise à produire de l’hydrogène bleu à grande échelle dans toute l’Alberta, à déployer l’hydrogène dans diverses applications commerciales à l’échelle de la province et à exporter des produits dérivés de l’hydrogène vers les marchés nationaux et mondiaux d’ici 2040^[34].

Toujours en 2020, le Québec a publié son Plan pour une économie verte, un plan conçu pour aider la province à atteindre les cibles de réduction des émissions de GES qu’elle s’est imposée pour 2030^[35]. Le plan identifie divers domaines d’application pour l’hydrogène vert, notamment les processus industriels, le transport intensif et lourd, la chimie verte, le stockage massif d’énergie et la production de chaleur. Le gouvernement du Québec souhaite que le Plan pour une économie verte contribue à faire de la province un chef de file dans la production d’hydrogène vert et d’autres bioénergies.

Les gouvernements de l’Ontario et de Terre-Neuve-et-Labrador devraient également élaborer des stratégies sur l’hydrogène.

États-Unis

En janvier 2021, l’administration Biden-Harris a officiellement rejoint l’Accord de Paris, mettant le pays sur la bonne voie pour atteindre un objectif de zéro émission nette de carbone au plus tard en 2050^[36]. L’engagement est appuyé par des lois comme la CLEAN Futures Act, qui a été présentée à la Chambre en mars 2021. Si elle est adoptée, la CLEAN Futures Act fixera des normes de décarbonisation pour les secteurs de l’électricité, de la construction et du transport afin d’atteindre un bilan énergétique nul d’ici 2050. La CLEAN Futures Act établira également un accélérateur pour l’énergie propre et le développement durable qui, grâce à un financement de 100 milliards de dollars, générera des investissements publics et privés pour financer des technologies énergétiques à faibles émissions et à zéro émission^[37].

Pour atteindre les objectifs du pays en matière d’émissions, les États-Unis prévoient de décarboniser le secteur de l’énergie en augmentant la consommation et la production d’hydrogène. En particulier, l’administration Biden-Harris a parlé d’une utilisation de l’hydrogène dans la production d’électricité et comme combustible de remplacement sans émission^[38].

Le Department of Energy’s (« DOE ») Hydrogen and Fuel Cell Technologies Office (« HFTO ») des États-Unis offre des subventions concurrentielles pour la recherche et le développement dans les secteurs de la production, de la livraison, de l’infrastructure, du stockage, des piles à combustible et des utilisations finales de l’hydrogène^[39]. L’initiative H2@Scale de l’HFTO, lancée en 2016, vise à rallier les intervenants afin d’élaborer des projets visant à faire progresser la production, le stockage, le transport et l’utilisation abordables de l’hydrogène^[40]. L’HFTO a financé des projets consacrés à la technologie des piles à combustible et à la fabrication de camions lourds à pile à combustible, à l’utilisation à grande échelle de l’hydrogène dans les ports et les centres de données, à la recherche universitaire sur l’application de l’hydrogène à la production d’« acier vert » et à des programmes de formation pour une main-d’œuvre spécialisée dans l’hydrogène et les piles à combustible^[41]. Le Congrès a alloué 150 millions de dollars à l’HFTO pour 2021.

Le Loans Program Office (« LPO ») du DOE fournit également du financement aux fabricants américains pour qu’ils développent et déploient des technologies innovantes dans le domaine de l’énergie. Il reste 4,5 milliards de dollars dans l’autorisation de prêt pour des technologies innovantes dans le domaine de l’énergie (Title XVII Innovative Clean Energy Loan Guarantee) pour appuyer la production et l’infrastructure d’hydrogène vert et bleu dans le cadre de la demande ouverte de projets sur l’énergie renouvelable et l’efficacité énergétique, et plus de 10 milliards de dollars dans le cadre du programme de prêts pour la fabrication de véhicules à technologie de pointe (Advanced Technology Vehicles Manufacturing Loan Program) afin d’appuyer la fabrication de véhicules électriques à pile à combustible pour le transport de passagers et leurs composantes.

Le 7 juin 2021, la secrétaire à l’Énergie, Jennifer M. Granholm, a lancé l’initiative Energy Hydrogen Shot du DOE. L’initiative vise à réduire le coût de l’hydrogène propre de 80 %, à 1 $ le kilogramme au cours de la prochaine décennie. En marge de la mise en œuvre de l’initiative, le programme sur l’hydrogène du DOE a publié un appel d’intérêt en vue d’obtenir des démonstrations viables de l’hydrogène qui peuvent aider à réduire le coût de l’hydrogène^[42]. La demande budgétaire globale du DOE pour l’exercice 2022 se chiffrait à environ 400 millions de dollars pour divers efforts liés à l’hydrogène, ce qui représente une importante augmentation par rapport au financement actuel^[43].

Europe

En mars 2020, l’UE s’est engagée à atteindre un bilan net zéro d’ici 2050. Le 8 juillet 2020, la Commission européenne a fixé des objectifs beaucoup plus ambitieux avec la publication de « Une stratégie pour l’hydrogène en vue d’une Europe neutre climatiquement » (« Stratégie pour l’hydrogène de l’UE »). Dans ce document, l’UE s’est également engagée à atteindre un objectif de production d’hydrogène à faible teneur en carbone à partir d’électrolyseurs de 40 GW d’ici 2030, avec au moins une production de 6 GW à partir d’électrolyseurs à hydrogène vert d’ici 2024^[44]. Il s’agit d’objectifs ambitieux étant donné que la capacité de production actuelle d’électrolyseurs en Europe est inférieure à 1 GW par an.

La Stratégie pour l’hydrogène de l’UE indique clairement que la Commission européenne attend de l’hydrogène qu’il joue un rôle indispensable dans la transition vers un nouveau système énergétique à faibles émissions de carbone en Europe. Alors que la Stratégie pour l’hydrogène de l’UE est fortement axée sur l’hydrogène vert, à court terme, elle prévoit de remplacer la production actuelle d’hydrogène gris par de l’hydrogène bleu afin de tirer parti des capacités des installations de production existantes^[45]. Pour soutenir le développement d’un marché de l’hydrogène vert et bleu, l’UE s’est également engagée à créer un système de classification normalisé des types d’hydrogène et un système de certification pour soutenir son commerce^[46]. À terme, l’UE vise à créer un grand marché régional de l’hydrogène englobant l’Europe de l’Est et l’Afrique du Nord.

La Commission européenne a créé l’European Clean Hydrogen Alliance (l’Alliance) afin de faciliter la mise en œuvre de la Stratégie pour l’hydrogène. L’Alliance coordonne l’élargissement de la chaîne de valeur de l’hydrogène à la grandeur de l’Europe en recensant les projets liés à l’hydrogène et en soutenant les investissements nécessaires^[47]. L’Alliance réunit des représentants de l’industrie, de la société civile, des autorités nationales, régionales et locales afin d’offrir une tribune pour la coordination des investissements par tous les intervenants^[48].

Pour financer l’élargissement massif de la Stratégie pour l’hydrogène de l’UE, la Commission européenne ouvre le portefeuille de l’UE et distribue le financement de la Banque européenne d’investissement. La phase 1 de la Stratégie exige un investissement de 24 à 42 milliards d’euros dans les électrolyseurs, et de 220 à 340 milliards d’euros supplémentaires pour élargir et connecter des installations de production d’énergie solaire et éolienne de 80 à 120 GW à des électrolyseurs. La modernisation de la moitié des usines de production d’hydrogène existantes devrait coûter environ 11 milliards d’euros. Un montant supplémentaire de 65 milliards d’euros sera nécessaire pour l’infrastructure de l’hydrogène^[49].

Ces dernières années, plusieurs États membres de l’UE ont également publié leurs propres stratégies en matière d’hydrogène, en se fixant des objectifs indépendants et en élaborant des plans de financement, notamment l’Allemagne (stratégie publiée en juin 2020), la France, les Pays-Bas et l’Espagne^[50].

Le Royaume-Uni

En juin 2019, le Royaume-Uni s’est engagé à atteindre un bilan net zéro d’ici 2050. Il est récemment allé plus loin en augmentant sa cible de réduction des émissions de 68 % à 78 % d’ici 2035 (par rapport aux niveaux de 1990). Le plan en dix points du gouvernement pour une révolution industrielle verte (Ten Point Plan for a Green Industrial Revolution) établit un cadre pour atteindre une consommation énergétique nette zéro, l’hydrogène étant un facteur important dans l’atteinte de la consommation énergétique nette zéro, et établit une cible de 5 GW de capacité de production d’hydrogène à faible teneur en carbone d’ici 2030. L’objectif de production de 5 GW suppose un mélange d’hydrogène bleu et vert, une différence notable par rapport aux autres marchés européens. Pour une analyse plus approfondie de la stratégie pour l’hydrogène du Royaume-Uni et de l’UE, voir Sustainable Hydrogen : Green and Blue and the EU/UK Policy Overview, supra note 45.

Partenariats internationaux

Le mouvement vers l’adoption de l’hydrogène prend de l’ampleur partout dans le monde. Dans le secteur privé, l’une des plus importantes initiatives internationales en cours d’élaboration est le Conseil de l’hydrogène, une initiative dirigée par des PDG qui réunit les entreprises membres autour d’une stratégie mondiale cohérente pour déployer des solutions d’hydrogène à grande échelle. Au niveau des États, un certain nombre de pays travaillent en collaboration par l’entremise d’organisations internationales et de partenariats gouvernementaux mondiaux pour déployer une stratégie collective sur l’hydrogène.

Mission Innovation est une initiative mondiale conçue pour faire progresser l’action et l’investissement dans la recherche et le développement de l’énergie propre au cours de cette décennie^[51]. L’initiative s’inscrit dans le cadre des objectifs de l’Accord de Paris des États membres visant à accélérer les progrès sur les voies menant à la carboneutralité. L’une des trois missions clés de l’initiative, lancée lors de la réunion ministérielle de Mission Innovation de juin 2021, est la Clean Hydrogen Mission, qui vise à accroître la compétitivité des coûts de l’hydrogène propre en réduisant les coûts de bout en bout à deux dollars US par kilogramme d’ici 2030^[52].

Certains pays cherchent également à établir des stratégies au moyen d’accords bilatéraux. Ces accords visent à tirer parti des forces comparatives combinées des signataires pour accroître efficacement l’utilisation et la production d’hydrogène. Le 16 mai 2021, l’Allemagne et le Canada ont signé un accord qui fournit un cadre permettant aux deux pays de collaborer au déploiement de l’hydrogène dans le cadre de la transition vers l’énergie propre. L’Allemagne considère que l’hydrogène est un élément central de sa transition vers l’énergie propre et, entre autres choses, l’accord désigne le Canada comme le principal fournisseur d’hydrogène de l’Allemagne à l’avenir^[53]. L’accord établit également un cadre mutuellement avantageux permettant aux deux pays de coopérer au développement de technologies innovantes en matière d’hydrogène.

DÉFIS RÉGLEMENTAIRES

L’intérêt croissant des gouvernements, des entreprises et des consommateurs du monde entier pour l’hydrogène présentera une myriade de défis réglementaires à mesure que ce nouveau secteur se prendra de l’expansion. Pour relever ces défis, il faudra peut-être repenser les cadres réglementaires actuels. Par exemple :

Mélange de l’hydrogène

À l’heure actuelle, il n’y a pas de consensus dans l’industrie quant à la quantité d’hydrogène qui peut être mélangée au gaz naturel en toute sûreté (les essais en cours dans le monde vont de 1 % à 22 %) afin de réduire les émissions de carbone pour le chauffage résidentiel et commercial. Cette discussion sur le mélange implique à la fois le support physique qui distribue le gaz et l’appareil d’utilisation finale du gaz. La résolution de ces questions et l’établissement de normes claires fourniront à l’industrie la certitude dont elle a grandement besoin pour réduire les risques liés à la réglementation et encourager l’investissement. Pour en savoir plus sur le mélange de l’hydrogène et du gaz naturel, consultez notre article : Un peu d’hydrogène vert et propre avec votre gaz naturel^[54]?

Comptabilisation et garanties d’origine

Le suivi du volume d’hydrogène injecté dans le réseau et de l’intensité en carbone du mélange global sera une considération réglementaire importante. Une telle méthode de comptabilisation — parfois appelée « garantie d’origine » — est essentielle si l’on veut que les opérateurs reçoivent une prime pour fournir du gaz à faible teneur en carbone.

Transport et distribution

Dans la course que se livrent les administrations pour développer des économies régionales et nationales de l’hydrogène, le stockage et la distribution deviendront un enjeu clé. La recherche de la solution optimale sur le plan technologique et économique de distribuer l’hydrogène (c.-à-d. route, rail, pipeline, etc.) se poursuit. La normalisation de certains paramètres encadrant par exemple la compression, le stockage et la distribution jouera un rôle dans cette analyse. Chaque méthode exigera de prendre en considération des facteurs réglementaires uniques pour parvenir à une solution sûre et rentable dans les mois et les années à venir. Pour en savoir plus sur la transmission et la distribution de l’hydrogène, consultez notre article : L’hydrogène, La nouvelle frontière de l’énergie propre^[55].

Conception des taux d’énergie propre de remplacement

Les organismes de réglementation de l’énergie sont de plus en plus disposés à financer des technologies d’énergie propre novatrices au moyen de structures tarifaires novatrices. Auparavant, ces types de mécanismes étaient rejetés et on les considérait comme injustes, car ils obligeaient les contribuables à financer la technologie expérimentale^[56]. Cette hésitation s’estompe maintenant au profit de la poursuite d’objectifs en matière d’énergie propre par un nombre croissant d’administrations partout dans le monde. Nous pouvons donc nous attendre à observer une augmentation des approbations de nouveaux projets liés à l’hydrogène qui sont financés par les contribuables. Toutefois, cela ne se fera peut-être pas sans controverse, car les surcoûts de l’hydrogène propre demeurent obstinément élevés par rapport aux combustibles fossiles existants, et devraient le demeurer tout au long de la prochaine décennie. On ne sait pas encore si cette disparité des coûts est un prix que les contribuables seront prêts à accepter à court terme. Quoi qu’il en soit, ces forces du marché sont susceptibles d’entraîner une foulée de nouvelles procédures réglementaires.

Compétence réglementaire, codes et normes

La plupart des administrations s’en remettent encore à leur cadre de réglementation du gaz naturel pour réglementer l’hydrogène. Cependant, les différences entre le gaz naturel et l’hydrogène (p. ex. chimique, thermodynamique, volumétrique) pourraient justifier une nouvelle approche réglementaire. Il faudra revoir les codes, les normes et les règlements provinciaux, fédéraux et internationaux en matière de production d’hydrogène afin d’établir un cadre compatible et habilitant.

Une partie de cette approche devrait consister à déterminer si les organismes de réglementation de l’énergie et du gaz naturel actuels sont les organes appropriés pour réglementer l’hydrogène, ou si de nouveaux organismes de réglementation devraient être conçus. La vaste gamme d’applications de l’hydrogène (p. ex. transport, production d’énergie et chauffage, pour n’en nommer que quelques-unes) rendra cette tâche particulièrement difficile compte tenu du nombre d’organismes de réglementation qui seront mobilisés. Compte tenu de cette vaste gamme d’applications, les projets d’hydrogène pourraient devoir être réglementés en fonction de l’utilisation finale ou du moyen de production. Par exemple, il peut y avoir des parallèles entre le traitement de l’hydrogène produit à partir de combustibles fossiles et les activités pétrolières et gazières. En fin de compte, quelle que soit l’approche adoptée, elle devrait soutenir l’industrie en réduisant les formalités administratives inutiles et les obstacles à l’entrée pour les participants, tant du côté de la demande que de celui de l’offre.

POINT DE VUE D’UN FOURNISSEUR DE TECHNOLOGIE^[57]

Green Hydrogen – Catalyst for the Energy Transition^[58]

L’hydrogène produit à partir d’énergies renouvelables pourrait jouer un rôle clé dans l’accélération de la transition vers une économie à faibles émissions de carbone en facilitant le stockage à long terme des énergies renouvelables et en équilibrant les fluctuations du réseau causées par des sources non répartissables. Les experts en la matière pensent que cette flexibilité devra doubler d’ici 2040. En même temps, la conversion de l’électricité en gaz — la technologie de l’utilisation de l’électricité, en particulier de l’énergie verte excédentaire, pour produire du gaz combustible par électrolyse — permet d’électrifier les secteurs qui dépendent encore des hydrocarbures et de rendre cette énergie utilisable pour le transport de biens et de personnes, pour la fabrication d’acier et de ciment, ou comme matière première pour l’industrie chimique. L’établissement d’un tel lien énergétique entre des secteurs auparavant séparés au moyen d’énergies renouvelables — aussi appelé « couplage sectoriel » — peut réduire de 50 % la consommation primaire d’énergie fossile malgré une demande croissante en électricité. En règle générale, une offre de carburant plus diversifiée contribuerait également à améliorer la sécurité énergétique, et certains pays disposant d’une énergie renouvelable bon marché et abondante pourraient consacrer entièrement cette capacité à la production d’hydrogène vert pour la consommation locale et l’exportation.

L’intégration à grande échelle de l’hydrogène et des produits connexes favoriserait également la demande de production d’énergie renouvelable, ce qui créerait une incitation à l’autosuffisance pour atteindre un système énergétique économiquement viable et écologiquement durable.

Afin d’exploiter pleinement le potentiel de l’hydrogène vert, il faudra recenser les projets les plus efficaces aujourd’hui et combler l’écart de coût avec l’hydrogène gris à mesure que les applications se multiplient. Toutefois, il est tout aussi important de souligner la nécessité d’une étroite collaboration entre les divers intervenants. Par exemple, les producteurs d’électricité devront échanger leur savoir-faire et assurer la coordination avec les fournisseurs de services de mobilité, et tous les acteurs du marché comprendre le rôle qu’ils ont à jouer et celui de leurs entreprises dans ce qui promet d’être une industrie très perturbatrice. Enfin, pour réaliser une percée dans l’économie de l’hydrogène, il faudra nécessairement davantage de soutien de la part des gouvernements et des organismes de réglementation, puisqu’ils ont le pouvoir de modifier les cadres réglementaires et d’établir des cibles de décarbonisation.

À mesure que les gouvernements, les municipalités et l’industrie participeront, les fabricants disposeront d’un pipeline de commandes qui justifiera d’autres investissements dans la technologie et les procédés de production, ce qui déclenchera des effets d’échelle et, en fin de compte, fera baisser les coûts. Cette dynamique, qui s’est avérée efficace pour démocratiser l’énergie solaire, peut également favoriser l’hydrogène vert et faire de ce vecteur d’énergie durable une réussite.

CONCLUSION

La question se pose donc : L’hydrogène est-il la solution miracle?

Bien que l’hydrogène représente une solution viable dans la poursuite de la carboneutralité, il présente actuellement un certain nombre d’inconvénients, notamment en ce qui concerne les coûts de production et le transport. Les gouvernements du monde entier investissent activement et adoptent des lois visant à soutenir la croissance de l’industrie de l’hydrogène, mais nous en sommes encore qu’aux débuts. Il reste encore beaucoup à accomplir sur les fronts de la technologie et de la réglementation avant que l’hydrogène puisse vraiment être considéré comme un élément clé de la transition vers l’énergie propre.

* Jay Lalach est associé chez Gowling WLG. Adriana Da Silva Bellini, Jimmy Burg et Emma Hobbs sont des avocats et Gabrielle Matheson est étudiante en droit au cabinet.

1. US Department of Energy. « Increase your H2IQ! » (septembre 2019), notes 5 du présentateur, en ligne (pdf) : Office of Energy Efficiency and Renewable Energy<www.energy.gov/sites/prod/files/2019/09/f67/fcto-increase-your-h2iq-training-resource-2019-update.pdf>. La méthode du cycle de vie mesure les émissions totales de carbone au fil du temps, de l’extraction du produit jusqu’à son utilisation finale.
2. Gouvernement du Canada, « Stratégie canadienne pour l’hydrogène : saisir les possibilités pour l’hydrogène » (décembre 2020) à la p 77, en ligne (pdf ) : Ressources naturelles Canada <publications.gc.ca/collections/collection_2021/rncan-nrcan/M134-65-2020-fra.pdf> [Stratégie canadienne pour l’hydrogène].
3. Ibid à la p 48.
4. Agence internationale de l’énergie, « The Future of Hydrogen: Seizing today’s opportunities » (juin 2019) à la p 70, en ligne (pdf) : <iea.blob.core.windows.net/assets/9e3a3493-b9a6-4b7d-b499-7ca48e357561/The_Future_of_Hydrogen.pdf> [IEA Hydrogen]; Stratégie canadienne pour l’hydrogène, supra note 2 à la p 48.
5. Ibid à la p 152; Stratégie canadienne pour l’hydrogène, supra note 2 à la p 49.
6. Ibid à la pa 69; Stratégie canadienne pour l’hydrogène, supra note 2 à la p 46.
7. Stratégie canadienne pour l’hydrogène, supra note 2 à la p 49.
8. IEA Hydrogen, supra note 4 aux pp 182–83.
9. Stratégie canadienne pour l’hydrogène, supra note 2 à la p 73.
10. Ibid à la p 68.
11. Ibid; IEA Hydrogen, supra note 4 à la p 150.
12. Voir Cummins Inc., « In its Second Year, North America’s First multi-megawatt Power-to-Gas Facility Shows Hydrogen Potential » (12 novembre 2020), en ligne : <www.cummins.com/news/2020/11/12/its-second year-north-Americas-first-multi-watt-power-gas-facility-shows>; voir aussi Enbridge Gas Inc., « Groundbreaking $5.2m Hydrogen Blending Project Aims to green Ontario’s Natural Gas Grid » (18 novembre 2020), en ligne : <www.enbridge.com/stories/2020/november/enbridge-gas-and-hydrogenics-groundbreaking-hydrogen-blending-project-ontario>.
13. [Traduction] « Les options de stockage à base d’hydrogène souffrent d’une faible efficience aller-retour : dans le procédé de conversion de l’électricité en hydrogène par électrolyse, puis de l’hydrogène en électricité, environ 60 % de l’électricité d’origine est perdue, alors qu’avec l’utilisation des piles au lithium ionique, les pertes sur un cycle de stockage sont d’environ 15 %. » (IEA Hydrogen, supra note 4 à la p 158)
14. Stratégie canadienne pour l’hydrogène, supra note 2 à la p 27.
15. Ibid à la p 69; IEA Hydrogen, supra note 4 à la p 154.
16. Ibid à la p 53.
17. Voir Ballard, « The Future of Clean Transit is Electric » (dernière consultation le 18 août 2021), en ligne : <www.ballard.com/markets/transit-bus>.
18. IEA Hydrogen, supra note 4 à la p 124.
19. Stratégie canadienne pour l’hydrogène, supra note 2 à la p 53.
20. Comme Hyundai, Toyota, Honda, GM, Mercedes, Ford, Nissan et Volkswagen.
21. Stratégie canadienne pour l’hydrogène, supra note 2 à la p 54.
22. Ibid aux pp 53–54.
23. IEA Hydrogen, supra note 4 à la p 123.
24. En 2021, une cible rehaussée a été soumise aux Nations Unies, à savoir de 40 à 45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030. Voir Gouvernement du Canada, communiqué, « Le gouvernement du Canada confirme sa nouvelle cible ambitieuse de réduction des émissions de gaz à effet de serre », en ligne : <www.canada.ca/fr/environnement-changement-climatique/nouvelles/2021/07/le-gouvernement-du-canada-confirme-sa-nouvelle-cible-ambitieuse-de-reduction-des-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre.html>.
25. Stratégie canadienne pour l’hydrogène, supra note 2.
26. Environnement et Changement climatique Canada, « Un environnement sain et une économie saine » (2020) aux pp 45–46, en ligne (pdf ) : Gouvernement du Canada <www.canada.ca/content/dam/eccc/documents/pdf/climate-change/climate-plan/plan_environnement_sain_economie_saine.pdf>.
27. Gouvernement du Canada, « Norme sur les combustibles propres » (dernière modification le 26 juillet 2021), en ligne : <www.canada.ca/fr/environnement-changement-climatique/services/gestion-pollution/production-energie/reglement-carburants/norme-carburants-propres.html>.
28. Ressources naturelles Canada, « Fonds pour les combustibles propres » (dernière modification le 16 juillet 2021), en ligne : <www.rncan.gc.ca/changements-climatiques/lavenir-vert-canada/fonds-pour-les-combustibles-propres/23738>.
29. Infrastructure Canada, « Fonds pour le transport en commun à zéro émission » (dernière modification le août 2021), en ligne : <www.infrastructure.gc.ca/zero-emissions-trans-zero-emissions/index-fra.html>.
30. Ministry of Energy, Mines and Low Carbon Innovation, « B.C. Hydrogen Strategy – A sustainable pathway for BC’s energy transition » (6 juillet 2021), en ligne (pdf) : <www2.gov.bc.ca/assets/gov/farming-natural-resources-and-industry/electricity-alternative-energy/electricity/bc-hydro-review/bc_hydrogen_strategy_final.pdf>.
31. Ministry of Energy, Mines and Low Carbon Innovation, « Heavy-duty hydrogen fuel station powers clean energy transition » (28 juin 2021), en ligne : Gouvernement de la Colombie-Britannique <news.gov.bc.ca/releases/2021EMLI0044-001213>.
32. Ministry of Energy, Mines and Low Carbon Innovation, communiqué, « Province enables increased investments in renewable gas, hydrogen » (2 juillet 2021), en ligne : Gouvernement de la Colombie-Britannique <archive.news.gov.bc.ca/releases/news_releases_2020-2024/2021EMLI0046-001286.htm>.
33. Gouvernement de l’Alberta, « Getting Alberta Back to Work – Natural Gas Vision and Strategy » (6 octobre 2020), en ligne (pdf) <open.alberta.ca/dataset/988ed6c1-1f17-40b4-ac15-ce5460ba19e2/resource/a7846ac0-a43b-465a-99a5-a5db172286ae/download/energy-getting-alberta-back-to-work-natural-gas-vision-and-strategy-2020.pdf>.
34. Paule Hamelin et al, « L’horizon se précise : Stratégies du gouvernement canadien en matière d’hydrogène » (8 juin 2021), en ligne : Gowling WLG <gowlingwlg.com/fr/insights-resources/articles/2021/canadian-governments-hydrogen-strategies/>.
35. Gouvernement du Québec, « Plan pour une économie verte 2030 – Politique-cadre d’électrification et de lutte contre les changements climatiques » (2020), en ligne (pdf ) : <cdn-contenu.quebec.ca/cdn-contenu/adm/min/environnement/publications-adm/plan-economie-verte/plan-economie-verte-2030.pdf?1605549736>.
36. The White House, communiqué, « FACT SHEET: President Biden Sets 2030 Greenhouse Gas Pollution Reduction Target Aimed at Creating Good-Paying Union Jobs and Securing U.S. Leadership on Clean Energy Technologies » (22 avril 2021), en ligne : <www.whitehouse.gov/briefing-room/statements-releases/2021/04/22/fact-sheet-president-biden-sets-2030-greenhouse-gas-pollution-reduction-target-aimed-at-creating-good-paying-union-jobs-and-se%20curing-u-s-leadership-on-clean-energy-technologies/”>.
37. House Committee on Energy & Commerce, communiqué, « E&C Leaders Introduce the Clean Future Act, Comprehensive Legislation to Combat the Climate Crisis » (2 mars 2021), en ligne : <energycommerce.house.gov/newsroom/press-releases/ec-leaders-introduce-the-clean-future-act-comprehensive-legislation-to>.
38. Molly Wood, « President Biden says green hydrogen is key to a lower emissions future. So, what is it? » (29 avril 2021), en ligne : Market Place <www.marketplace.org/shows/marketplace-tech/president-biden-says-green-hydrogen-is-key-to-a-lower-emissions-future-so-what-is-it/>.
39. Voir Office of Energy Efficiency & Renewable Energy, « Hydrogen and Fuel Cell Technologies Office » (dernière visite le 18 août 2021), en ligne : <www.energy.gov/eere/fuelcells/hydrogen-and-fuel-cell-technologies-office>.
40. Office of Energy Efficiency & Renewable Energy, « H2@Scale » (dernière consultation le 18 août 2021), en ligne : <www.energy.gov/eere/fuelcells/h2scale>.
41. Alan Mammoser, « How to build the foundation for a hydrogen economy in the US », Greenbiz (15 septembre 2020), en ligne : <www.greenbiz.com/article/how-build-foundation-hydrogen-economy-us>.
42. Department of Energy, communiqué, « Secretary Granholm Launches Hydrogen Energy Earthshot to Accelerate Breakthroughs Toward a Net-Zero Economy » (7 juin 2021), en ligne : <www.energy.gov/articles/secretary-granholm-launches-hydrogen-energy-earthshot-accelerate-breakthroughs-toward-net>.
43. Andrew Freedman et Ben Geman, « Exclusive: DOE launches push to meet hydrogen “Earthshot” goal”, Axios (7 juin 2021), en ligne : <www.axios.com/biden-hydrogen-climate-change-f79de0f9-e240-4b4d-a8f2-0de2826d1d63.html>.
44. Commission européenne, « Une stratégie pour l’hydrogène en vue d’une Europe neutre climatiquement » (8 juillet 2020), en ligne (pdf ) : <ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/fr/fs_20_1296> [Stratégie pour l’hydrogène de l’UE].
45. Dan O’Donnell, Gareth Baker et Gus Wood, « Sustainable Hydrogen: Green and Blue and the EU/UK Policy Overview » (2 juin 2021), en ligne : Gowling WLG <gowlingwlg.com/fr/insights-resources/articles/2021/sustainable-hydrogen-green-and-blue-and-the-eu-uk/>.
46. Alan Mammoser, « Europe Looks To Become The Global Leader In Hydrogen », Oil Price (29 juillet 2020), en ligne :<oilprice.com/Alternative-Energy/Fuel-Cells/Europe-Looks-To-Become-The-Global-Leader-In-Hydrogen.html>.
47. Commission européenne, « European Clean Hydrogen Alliance » (dernière consultation le 18 août 2021), en ligne : <ec.europa.eu/growth/industry/policy/european-clean-hydrogen-alliance_fr>.
48. Stratégie pour l’hydrogène de l’UE, supra note 44.
49. Ibid à la p 7.
50. O’Donnell, supra, note 45; voir Gouvernement fédéral allemand, « Die Nationale Wasserstoffstrategie » (juin 2020), en ligne (pdf ) : <www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/die-nationale-wasserstoffstrategie.pdf?__blob=publicationFile&v=20>; Ministère de la Transition écologique et solidaire, « Stratégie française pour l’énergie et le climat » (21 avril 2020), en ligne (pdf) : <www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/20200422%20Programmation%20pluriannuelle%20de%20l%27e%CC%81nergie.pdf>; Gouvernement des Pays-Bas, « Government Strategy on Hydrogen » (6 avril 2020), en ligne (pdf) <www.government.nl/documents/publications/2020/04/06/government-strategy-on-hydrogen>; Government of Spain, “Hoja de ruta del hidrógeno : Una apuesta por el hidrógeno renovable » (octobre 2020), en ligne (pdf) : <www.miteco.gob.es/images/es/hojarutahidrogenorenobleva_tcm30-525000.PDF>.
51. Voir Mission Innovation, « Overview » (dernière consultation le 18 août 2021), en ligne : <mission-innovation.net/about-mi/overview/>.
52. Mission Innovation, « Clean Hydrogen Mission » (dernière consultation le 18 août 2021), en ligne : <mission-innovation.net/missions/hydrogen/>.
53. FuelCellsWorks, « Canada, Germany Sign Hydrogen Cooperation Deal » (16 mars 2021), en ligne : <fuelcellsworks.com/news/canada-germany-sign-hydrogen-cooperation-deal/>
54. Jay Lalach et Adriana Da Silva Bellini, « Un peu d’hydrogène vert et propre avec votre gaz naturel? » (8 juin 2021), en ligne : Gowling WLG <gowlingwlg.com/fr/insights-resources/articles/2021/clean-green-hydrogen-with-that-natural-gas/>.
55. Jimmy Burg et al, « L’hydrogène, la nouvelle frontière de l’énergie propre » (2 février 2021), en ligne : Gowling WLG <gowlingwlg.com/fr/insights-resources/articles/2021/hydrogen-the-next-clean-energy-frontier/>.
56. Voir Gordon E. Kaiser, « Les organismes canadiens de réglementation l’énergie et les nouvelles technologies : La transition vers une économie à failble émission de carbone » (2021) 9:2 Publication trimestriel sur la réglementation de l’énergie 7.
57. Chris Norris, directeur de recherche, Siemens Inc.
58. Siemens Energy, Livre blanc, « Green Hydrogen: Cornerstone of a Sustainable Energy Future » (2021), en ligne : <www.siemens-energy.com/mea/en/company/megaprojects/dewa-green-hydrogen-project.html#Download>.