Ammoniac vert marocain : ce que révèle le premier test grandeur nature de la réglementation européenne RFNBO

Combien vaut, en réalité, un kilo d'ammoniac «vert» marocain aux yeux de Bruxelles ? C'est à cette question, en apparence technique mais lourde de conséquences commerciales, que s'est attelée la Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) à travers son programme «H2Uppp», financé par le ministère fédéral allemand de l'Économie. Menée avec le cabinet d'ingénierie Ludwig-Bölkow-Systemtechnik (LBST), l'étude a soumis un projet marocain de production d'ammoniac renouvelable, encore au stade conceptuel, à un audit à blanc contre les exigences de la directive européenne sur les énergies renouvelables (RED II) et de ses actes délégués relatifs aux carburants renouvelables d'origine non biologique - les fameux RFNBO.

Résultat : un satisfecit globalement solide, mais assorti d'alertes précises que tout développeur marocain aurait intérêt à anticiper avant de signer ses premiers contrats d'exportation vers l'Union européenne (UE).

Le projet analysé – dont les données ont été anonymisées pour préserver la confidentialité du développeur – porte sur une installation d'ammoniac vert par voie de synthèse Haber-Bosch, alimentée par un électrolyseur alcalin pressurisé. La configuration retenue mise sur une ligne directe reliant des capacités éoliennes et solaires à 100% renouvelables au site de production, complétée par une possibilité d'import d'électricité du réseau et par un système de stockage par batteries (BESS) rechargé à partir des renouvelables. L'eau provient d'une usine de dessalement externe au périmètre du projet, tandis que l'ammoniac produit est stocké sur site avant d'être acheminé par pipeline jusqu'à un port, puis transporté par voie maritime vers l'Union européenne, où un craquage doit restituer de l'hydrogène en aval. C'est précisément cette architecture - ligne directe plutôt que raccordement classique au réseau - qui structure l'ensemble de l'analyse de conformité, car elle détermine le jeu d'exigences applicables au titre des actes délégués européens sur les garanties de durabilité.

Premier volet de l'audit : les exigences de durabilité proprement dites, qui couvrent l'origine de l'électricité, l'absence de double comptage des attributs renouvelables et le principe d'additionnalité. Sur ce terrain, le projet marocain obtient globalement un feu vert. L'électricité pertinente provient bien de sources éoliennes et solaires, l'existence physique de la ligne directe peut être démontrée par les plans de construction et les autorisations, et les installations renouvelables entreront en service en parallèle de l'unité de production d'ammoniac – respectant ainsi la fenêtre des 36 mois exigée par la réglementation pour caractériser l'additionnalité. Un point de vigilance ressort néanmoins: le projet prévoit un raccordement au réseau pour ses besoins non essentiels, ce qui impose l'installation d'un système de comptage intelligent capable de prouver, flux par flux, qu'aucune électricité de réseau n'a été utilisée pour la fraction du procédé considérée comme énergie renouvelable pertinente. À ce stade conceptuel, les modalités précises de ce dispositif restent à préciser – un chantier documentaire que l'étude classe parmi les points «jaunes» à traiter avant la certification.

Autre pièce du dossier: le régime marocain des certificats d'énergie renouvelable, le système I-REC, porté par la Green Certificate Company. L'étude confirme sa compatibilité avec les exigences européennes en matière de traçabilité – identifiant unique de l'installation, localisation, capacité, technologie, période de production, soutien financier éventuel – à condition que l'opérateur économique s'enregistre correctement auprès de la plateforme et retire ses certificats avant leur expiration.

C'est sur le volet des émissions de gaz à effet de serre, calculées selon la méthodologie «du puits à la tombe» (Well-to-Grave) fixée par le règlement délégué (UE) 2023/1185, que l'étude livre son enseignement le plus instructif. Le seuil à respecter est connu : les RFNBO doivent afficher une réduction d'au moins 70% de leurs émissions par rapport au comparateur fossile, soit une intensité carbone plafonnée à 28,2 grammes de dioxyde de carbone équivalent (gCO2eq)/mégajoule (MJ).

Sur une base annuelle moyenne, le projet marocain passe le test avec une marge confortable : 6,8 gCO2eq/MJ pour l'hydrogène à la sortie de l'électrolyseur, 21 gCO2eq/MJ pour l'ammoniac, et 25,2 gCO2eq/MJ une fois pris en compte le craquage en aval – soit une économie de 73,2% par rapport au comparateur fossile, fixé à 94 gCO2eq/MJ. De quoi valider, en apparence, la robustesse du modèle.

Mais la réglementation n'autorise pas de lisser les émissions sur l'année : le calcul doit être réalisé sur une période d'un mois calendaire au maximum, en cohérence avec les exigences de corrélation temporelle. Or, en isolant le mois le plus défavorable de l'année – octobre, période de moindre disponibilité des ressources renouvelables – l'étude établit que l'intensité carbone de l'ammoniac grimpe à 23,1 gCO2eq/MJ, portant le taux d'économies à 75,4%, et celle de l'hydrogène après craquage à 27,6 gCO2eq/MJ, pour une économie de 70,6% seulement – dangereusement proche du seuil réglementaire.

Le risque est réel : un mois particulièrement défavorable pourrait faire basculer une partie de la production hors du champ de l'éligibilité RFNBO. L'étude détaille toutefois les parades disponibles pour les développeurs : fractionner les lots de production en «consignations» plus courtes qu'un mois calendaire, exclure les périodes de mise en veille de l'installation du calcul, ou encore recourir à un contrat d'achat d'électricité verte (PPA) pour couvrir les besoins non essentiels actuellement satisfaits par le réseau – autant de leviers qui permettent de constituer une marge de sécurité («Buffer») dans la planification du projet.

L'enseignement le plus significatif de l'étude, pour l'écosystème marocain de l'hydrogène dans son ensemble, tient cependant à une lacune statistique plutôt qu'à une contrainte technique du projet lui-même. Le calcul des émissions liées à l'électricité de réseau – utilisée pour les besoins non essentiels du procédé – suppose de connaître le facteur d'émission du mix électrique national, calculé selon la méthodologie du règlement délégué 2023/1185, laquelle intègre l'ensemble des sources primaires de production, les rendements de conversion et l'autoconsommation d'électricité propre.

Or, constate l'étude, il n'existe à ce jour aucune source officielle ou publiquement disponible fournissant une valeur fiable de ce facteur d'émission pour le Maroc, calculée conformément aux exigences de la directive RED II. Faute de mieux, l'équipe d'analyse a dû approximer cette donnée à partir de sources publiques disponibles – en l'occurrence une valeur de 577 gCO2eq/kWh tirée des statistiques électriques annuelles publiées par «Ember» – pour mener à bien la modélisation.

Le message, formulé sans détour par les auteurs de l'étude, s'adresse directement aux autorités marocaines : sans une donnée officielle et opposable sur l'intensité carbone du réseau national, chaque développeur devra continuer à bâtir sa propre approximation – au risque d'incohérences entre projets, voire de contestations lors des audits de certification menés par des organismes accrédités. Une clarification réglementaire apparaît ainsi comme une condition presque aussi structurante, pour la compétitivité de la filière marocaine, que les choix technologiques des projets eux-mêmes.

Le dernier volet de l'étude s'attache à la compatibilité du cadre marocain des contrats d'achat d'électricité (PPA) avec les exigences européennes – un sujet appelé à prendre de l'ampleur à mesure que les projets s'écarteront du modèle de la ligne directe pure pour s'appuyer, au moins partiellement, sur des approvisionnements via le réseau national. Confrontée aux exigences directes et indirectes posées par le règlement délégué (UE) 2023/1184 – relation directe maintenue entre producteur d'électricité renouvelable et producteur d'hydrogène, identification claire des actifs de production, correspondance entre la production renouvelable revendiquée et la consommation effective – l'architecture marocaine des PPA Corporate est jugée globalement compatible. L'étude souligne néanmoins qu'aucune réglementation ni ligne directrice marocaine ne détaille aujourd'hui le contenu obligatoire de ces contrats du point de vue de la certification RFNBO : c'est donc aux développeurs eux-mêmes qu'il revient d'y intégrer, clause par clause, l'identification technique de l'actif renouvelable, la date de mise en service, une déclaration d'absence de soutien public non éligible, ainsi qu'un dispositif contractuel de transmission des données de production à une granularité mensuelle jusqu'en 2030, puis horaire au-delà.

Le montage en ligne directe reste la voie la plus sûre pour sécuriser la conformité RFNBO, mais elle ne dispense pas d'un comptage intelligent rigoureux dès lors qu'un raccordement au réseau subsiste pour les besoins auxiliaires. De même, le calcul mensuel – et non annuel – des émissions de gaz à effet de serre impose d'anticiper, dès la conception du projet, une marge de sécurité pour les mois de moindre production renouvelable. Et ce n’est pas tout. L'absence de facteur d'émission officiel du réseau marocain constitue, à ce stade, le principal angle mort réglementaire à combler pour fluidifier les certifications à venir. Sans oublier les contrats d'achat d'électricité qui doivent être rédigés avec un luxe de détails contractuels – identification des actifs, additionnalité, granularité des données de production – que le droit marocain n'impose pas encore explicitement.

Réalisée dans le cadre du programme international «H2Uppp», aux côtés d'études de cas similaires menées en Inde et en Colombie, cette analyse doit alimenter un compendium de recommandations à destination des développeurs de projets, des régulateurs nationaux et des autorités européennes elles-mêmes. Pour le Maroc, positionné comme l'un des marchés les plus prometteurs de l'hydrogène vert destiné à l'export, l'exercice a valeur de répétition générale : il confirme la viabilité technique du modèle, tout en traçant, noir sur blanc, la liste des devoirs qui restent à faire – côté entreprises comme côté régulateur – avant les premières livraisons commerciales vers le Vieux continent.

La loi 13-09, amendée par la loi 40-19, pose depuis 2010 le cadre des PPA Corporate au Maroc. Son article 26 autorise un opérateur à fournir de l'électricité à un consommateur – ou un groupement de consommateurs – raccordé au réseau électrique national, dans le cadre d'un contrat précisant les conditions commerciales de fourniture ainsi que l'engagement de ces consommateurs à retirer et consommer l'électricité exclusivement pour leur propre usage.

Le marché électrique marocain reste toutefois verticalement intégré, l'Office national de l'électricité et de l'eau potable (ONEE) gérant la production, le transport et la distribution, tandis que les producteurs indépendants (IPP) assurent environ 80% de la production totale.