Le Fonds vert pour le climat met 140 millions de dollars de fonds propres dans l'hydrogène en Afrique australe

L'approbation de 140 millions de dollars

Le Fonds vert pour le climat a approuvé 140 millions de dollars de financement catalytique lors de sa 46e réunion du conseil d'administration, à Songdo, en Corée du Sud, du 26 au 29 octobre 2026. Climate Fund Managers a confirmé cette approbation le 3 novembre. 84 millions de dollars vont à la tranche de fonds propres de construction du fonds SA-H2 d'Afrique du Sud. Les 56 millions restants vont au fonds SDG Namibia One, dont 15 millions pour sa tranche de développement et 41 millions pour les fonds propres de construction. La Banque de développement d'Afrique australe est l'entité accréditée du GCF pour la Facilité de décarbonation industrielle d'Afrique australe, qui pilote le programme.

Il s'agit de fonds propres de construction, pas d'une subvention d'étude. Les projets namibiens et sud-africains peuvent donc avancer vers la construction au lieu d'attendre dans une file de développement. Le prix qu'un futur acheteur paiera pour l'hydrogène produit par ces usines n'est pas public.

Le périmètre dépasse l'hydrogène. Le programme couvre la production d'hydrogène vert, d'ammoniac vert et de méthanol vert, ainsi que des travaux sur les industries difficiles à décarboner.

Le pipeline namibien s'alourdit

CMMZE Energy Namibia a approuvé une décision finale d'investissement fin septembre 2026 pour un projet d'hydrogène vert et d'ammoniac de 17 milliards de dollars namibiens à Henties Bay. L'entreprise affirme que l'usine produira 35 000 tonnes d'hydrogène vert par an, transformées par un traitement ultérieur en 210 000 tonnes d'ammoniac vert. Elle est conçue pour fonctionner indépendamment du réseau électrique principal. Une centrale d'énergie renouvelable sur site fournit l'électricité. CMMZE qualifie le site côtier de point de chargement direct pour les navires CMM transportant de l'ammoniac vers les destinations de l'Union européenne.

Le projet de Hyphen Hydrogen Energy est plus grand sur le papier. Le développement dans le parc national de Tsau //Khaeb, près de Lüderitz, est estimé à environ 10 milliards de dollars et vise environ deux millions de tonnes d'ammoniac vert une fois pleinement développé. Sa première phase prévoit 3,5 GW de production renouvelable et 1,5 GW de capacité d'électrolyse.

Le Daures Green Hydrogen Village, dans la région d'Erongo, développe sa deuxième phase comme installation commerciale d'ammoniac vert et d'engrais. La question de savoir si l'une de ces usines atteindra sa capacité nominale dépend du financement et de la signature de contrats à long terme par les acheteurs. Ni l'un ni l'autre n'est réglé.

La demande est le maillon faible

Le Global Hydrogen Compass 2026 du Hydrogen Council recense 130 milliards de dollars d'investissements engagés dans l'hydrogène propre, répartis sur plus de 570 projets, soit 6,9 millions de tonnes de capacité de production annuelle. Seuls environ 1,7 million de tonnes de cette capacité sont opérationnelles. Les accords d'achat contraignants couvrent environ 4,2 millions de tonnes par an. La capacité engagée dépasse donc largement la demande contractée, et les projets africains cités plus haut ajoutent de l'offre à cette file.

Les planificateurs européens ont évolué dans le même sens. L'évaluation provisoire d'octobre 2026 d'ENTSOG a ramené son hypothèse de demande d'hydrogène pour 2030 de 620 TWh à 335 TWh, soit 46 % de moins que son évaluation de 2024. Son hypothèse pour 2040 a chuté de 33 %, de 1 929 TWh à 1 296 TWh.

Les livraisons physiques devancent les livraisons commerciales. RWE et ses partenaires ont annoncé le 4 août 2026 que l'hydrogène renouvelable issu de la mise en service à Lingen avait atteint le parc chimique de Marl, à environ 120 kilomètres. L'annonce ne donnait aucune quantité reçue, aucun prix payé et aucune indication sur la production d'hydrogène existante qu'elle remplaçait. Marl utilise de l'hydrogène depuis des décennies, si bien qu'une deuxième source ne crée pas en soi une nouvelle demande pour une matière première plus chère. Un signal plus clair est l'accord de 15 ans de RWE pour fournir environ 30 000 tonnes d'hydrogène renouvelable par an à la raffinerie Leuna de TotalEnergies à partir de 2030, à un prix non divulgué.

Pékin paie les clients, Berlin paie les tuyaux

Les autorités chinoises ont annoncé en octobre un programme couvrant cinq grappes urbaines régionales, avec des incitations du gouvernement central pouvant atteindre 8 milliards de yuans, soit environ 1,1 milliard de dollars. Chaque grappe peut recevoir jusqu'à 1,6 milliard de yuans sur quatre ans, liés à l'expansion de l'usage de l'hydrogène dans les procédés industriels, les véhicules à pile à combustible et les infrastructures associées. Pékin paie la demande, et le dispositif cible directement le goulot d'étranglement. Le Hydrogen Council identifie la Chine comme le premier marché mondial de capacité renouvelable engagée, avec plus de la moitié du total mondial.

L'Allemagne a dépensé davantage pour les tuyaux. Son réseau central d'hydrogène approuvé couvre 9 040 kilomètres, avec des coûts d'investissement attendus de 18,9 milliards d'euros, dont une grande partie en gazoducs convertis. Ce sont des plans approuvés et des coûts anticipés, pas un réseau construit avec des clients signés.

Pour la Namibie, les deux modèles pointent dans des directions différentes. Le plan de CMMZE suppose des achats européens, avec ses propres navires livrant de l'ammoniac vers les destinations de l'UE. Les hypothèses de demande de l'Europe viennent d'être revues à la baisse, ce qui rend ces achats moins certains que ne le suggère le calendrier de livraison.