Les projets hydrogène se multiplient, les acheteurs restent absents

Les acheteurs de l'acier, de la chimie et du raffinage demandent si une demande subventionnée et de nouveaux gazoducs rendent l'hydrogène vert abordable. Pour les contribuables et les régulateurs, le risque est inverse : des gazoducs et des électrolyseurs échoués si les prévisions de demande continuent de baisser.

Une usine sort de terre, les clients n'ont pas signé

ChinaCoal Pingshuo a achevé le gros œuvre de l'usine d'électrolyseurs de son projet hydrogène hors réseau de 600 000 kW dans le Shanxi, selon un rapport publié le 3 novembre 2026. L'entreprise présente l'unité comme la première étape d'un plan plus large d'oléfines bas carbone. L'usine se trouve sur des terrains miniers affaissés à Shuozhou et suit une filière solaire, électrolyse, synthèse d'ammoniac. L'hydrogène vert remplace l'hydrogène gris produit à partir de charbon ou de gaz dans la chaîne chimique. La société décrit le complexe charbon-oléfines dans son ensemble comme le plus grand projet chimique charbonnier du Shanxi en termes d'investissement. La conception prévoit 2 200 000 tonnes de méthanol par an, transformées en 1 000 000 de tonnes d'oléfines. La pleine exploitation devrait réduire les émissions de dioxyde de carbone.

La production d'hydrogène par voie chimique classique à partir de charbon émet environ 10 à 12 kg de CO2 par kg d'hydrogène. L'hydrogène vert est proche de zéro.

Le projet évite le stockage à grande échelle et laisse les électrolyseurs absorber directement la production solaire variable.

Pékin commence à payer la demande

La Chine a approuvé des programmes hydrogène de quatre ans couvrant cinq grappes urbaines régionales, avec des incitations centrales pouvant atteindre 8 000 000 000 de yuans, soit environ 1 100 000 000 de dollars. Les autorités chinoises ont annoncé le programme en octobre. Chaque grappe peut recevoir jusqu'à 1 600 000 000 de yuans sur quatre ans. Les subventions exigent d'étendre l'usage de l'hydrogène dans les procédés industriels, les véhicules à pile à combustible et les infrastructures associées.

Le dispositif s'attaque au problème central du secteur : les capacités de production augmentent plus vite que le nombre de clients prêts à acheter le carburant à des prix commercialement viables.

La Chine part de loin. Le Global Hydrogen Compass 2026 du Hydrogen Council identifie le pays comme le premier marché mondial pour les capacités d'hydrogène renouvelable engagées, avec plus de la moitié du total mondial.

L'écart mondial entre projets engagés et capacités en service

Dans le monde, les investissements engagés dans l'hydrogène propre atteignent 130 000 000 000 de dollars répartis sur plus de 570 projets, soit 6 900 000 tonnes de capacité de production annuelle. C'est le côté offre. Seulement environ 1 700 000 tonnes de cette capacité sont en service, et les accords d'achat contraignants couvrent environ 4 200 000 tonnes par an. L'écart entre capacité de production engagée et demande contractée illustre l'incertitude commerciale des développeurs, en particulier ceux qui planifient des projets dépendant de futurs marchés d'exportation.

En Europe, le réseau arrive avant le modèle économique

Le réseau dorsal de l'hydrogène allemand a franchi une étape le 4 août 2026. RWE et ses partenaires ont indiqué que l'hydrogène renouvelable produit pendant la mise en service à Lingen avait atteint le parc chimique de Marl, à environ 120 kilomètres.

L'annonce n'a précisé ni la quantité reçue à Marl, ni le prix payé par un client industriel, ni quelle production d'hydrogène existante avait été remplacée. Marl utilise de l'hydrogène depuis des décennies dans des procédés intégrés, si bien qu'une seconde source ne crée pas à elle seule une nouvelle demande pour une matière première plus chère. Le réseau central hydrogène approuvé en Allemagne couvre 9 040 kilomètres, pour un investissement attendu de 18 900 000 000 d'euros, dont une grande partie en gazoducs reconvertis. Ce sont des plans approuvés, pas des tuyaux posés, et pas des clients engagés.

RWE a un accord de 15 ans pour fournir environ 30 000 tonnes d'hydrogène renouvelable par an à la raffinerie TotalEnergies de Leuna à partir de 2030, à un prix non divulgué.

Les hypothèses de planification derrière ces contrats se réduisent. Le projet d'octobre 2026 d'ENTSOG a ramené sa prévision de demande d'hydrogène pour 2030 de 620 TWh à 335 TWh, soit 46 % de moins que son évaluation de 2024. Son chiffre pour 2040 a chuté de 33 %, de 1 929 TWh à 1 296 TWh. Le coût de livraison modélisé via le système de Lingen ressort à environ 9,06 €/kg après prise en compte d'un soutien supposé au capital, contre une référence conventionnelle de 3 €/kg. La Banque européenne d'investissement a appelé à un marché européen intégré de l'hydrogène propre, citant les écarts de production, de demande et d'investissement entre États membres.

Le capital continue d'alimenter le côté offre

L'offre continue d'attirer l'argent. CMMZE Energy Namibia a approuvé fin septembre 2026 une décision finale d'investissement pour un projet d'hydrogène vert et d'ammoniac de 17 000 000 000 de dollars namibiens à Henties Bay. L'installation produira 35 000 tonnes d'hydrogène vert par an, converties en 210 000 tonnes d'ammoniac vert. Elle fonctionnera indépendamment du réseau principal, avec sa propre centrale renouvelable sur site. Le site côtier servira de point de chargement direct pour l'ammoniac expédié vers l'Union européenne. Le financement et la viabilité commerciale restent à démontrer.

L'argent public suit. Le Fonds vert pour le climat a approuvé 140 000 000 de dollars lors de sa 46e réunion du conseil à Songdo, en Corée du Sud. Sur ce total, 56 000 000 de dollars vont au SDG Namibia One Fund namibien et 84 000 000 de dollars au fonds SA-H2 sud-africain. Il s'agit de financements mixtes, destinés à attirer des capitaux privés.

Les entreprises signent aussi des contrats d'équipement. Técnicas Reunidas a remporté un contrat annoncé le 28 octobre 2026 pour fournir deux réformateurs d'hydrogène au complexe d'engrais Gode de Dangote en Éthiopie. Les deux unités ont une capacité combinée supérieure à 200 000 mètres cubes normaux d'hydrogène par heure. Le complexe produira jusqu'à 3 000 000 de tonnes d'urée par an et utilisera le gaz naturel éthiopien, donc l'hydrogène n'est pas vert. Son objectif est de remplacer des importations, pas de décarboner.

Mantle8 et Hydrogen Europe ont remis une lettre ouverte à Bruxelles le 28 octobre 2026 demandant à l'UE de reconnaître l'hydrogène naturel. La lettre propose une enveloppe de 1 000 000 000 d'euros pour environ 50 puits d'exploration et d'évaluation dans au moins 10 États membres. L'appel à contributions de la Commission européenne, lancé le 26 octobre, mentionne explicitement l'hydrogène naturel.