Chapitres
00:00 Ordre du jour et introduction
01:05 Pourquoi l'hydrogène vert est important
08:31 Paysage politique mondial et incitations
19:34 Chaîne de valeur de l'hydrogène vert
23:22 Analyse du cycle de vie (ACV)
29:27 Opportunités du marché du carbone
38:16 Défis, plan d'action et perspectives à horizon 2030
48:59 Questions du public
Ordre du jour
Cette session aborde l'importance de l'hydrogène dans les secteurs difficiles à décarboner — sidérurgie, engrais, raffinage, transport maritime et au-delà — ainsi que le paysage politique qui l'entoure, la production et le stockage de l'hydrogène restant coûteux. Nous verrons comment les politiques et incitations évoluent selon les pays, la chaîne de valeur de l'hydrogène vert, l'analyse du cycle de vie (ACV) — ce qu'elle est, quel cadre et quelles obligations s'appliquent — et les opportunités du marché du carbone pour générer des revenus additionnels. Nous conclurons par les principaux défis, un plan d'action et les perspectives à horizon 2030.
1. Pourquoi l'hydrogène vert est important
Dans le cadre de l'Accord de Paris, tous les pays participants se sont engagés à limiter le réchauffement climatique à 1,5 °C par rapport aux niveaux préindustriels. Il s'agit d'une révision ambitieuse : un objectif antérieur, introduit en 1996 via le Mécanisme pour un Développement Propre (MDP), s'est révélé beaucoup trop difficile à atteindre, ce qui a conduit en 2015 à resserrer l'objectif à 1,5 °C.
Les secteurs difficiles à décarboner — raffineries, sidérurgie, engrais — ne peuvent pas simplement arrêter leur activité ; ils doivent donc se décarboner, ce qui implique de réduire l'usage des combustibles fossiles et d'introduire des carburants synthétiques et e-fuels partout où c'est possible. Or la production actuelle d'hydrogène vert est très loin de l'échelle nécessaire : elle représente moins de 1 % de l'objectif de l'ONU de 60 millions de tonnes métriques d'ici 2050. C'est cet écart qui explique pourquoi chaque signataire de l'Accord de Paris a commencé à introduire des politiques dédiées à l'hydrogène vert, du crédit d'impôt à la tarification carbone adossée à des dispositifs comme le SEQE-UE (EU ETS).
Secteurs clés où l'hydrogène vert peut jouer un rôle de premier plan :
Sidérurgie — l'hydrogène peut remplacer le coke et le charbon comme agent réducteur dans la production d'acier par réduction directe (DRI). La sidérurgie représente aujourd'hui 7 % des émissions mondiales de CO₂.Engrais — hydrogène et azote produisent de l'ammoniac, matière première de base de l'urée. L'industrie des engrais représente 2 % des émissions mondiales.Raffinage — l'hydrogène est utilisé dans les procédés d'hydrocraquage et d'hydrotraitement pour réduire le soufre des produits pétroliers. Le raffinage contribue à hauteur de 6 % des émissions industrielles de CO₂.Chimie — l'hydrogène peut être intégré à la production de méthanol et d'éthanol, sous forme d'e-méthanol ou d'e-éthanol.Transport maritime — stocker et transporter l'hydrogène vert reste difficile ; il est donc plus probable qu'il soit utilisé sous forme de combustible solide ou converti en e-carburant de synthèse.Aviation — l'hydrogène peut de la même façon être intégré à un e-carburant ou un carburant de synthèse aéronautique.Perspectives de marché : la production d'hydrogène vert atteignait environ 0,1 million de tonnes métriques en 2024, contre un objectif à court terme de 4 à 10 millions de tonnes métriques — un bond très ambitieux. La capacité d'électrolyse actuelle est d'environ 5 GW, alors qu'il en faudra 100 à 200 GW d'ici 2030 pour soutenir une production d'au moins 4 millions de tonnes métriques d'hydrogène vert à cette échéance.
Le coût reste la contrainte centrale. L'hydrogène vert coûte aujourd'hui environ 6 $/kg ; l'objectif est de le ramener à 2 $/kg, voire moins d'1 $/kg, d'ici 2028-2030. L'eau est également une matière première critique : produire 1 kg d'hydrogène nécessite environ 9 litres d'eau, qui doivent être traités jusqu'à un niveau déminéralisé et exempt de fer avant d'alimenter un électrolyseur — ce qui pousse certains pays vers des stratégies dites "water-positive" (bilan hydrique positif).
2. Paysage politique mondial et dispositifs d'incitation
Union européenne — objectif de neutralité climatique d'ici 2050 dans le cadre de la Stratégie européenne pour l'hydrogène, avec une cible de 40 GW de capacité d'électrolyse renouvelable d'ici 2030. Dans le cadre de REPowerEU, réduire la dépendance aux énergies fossiles russes est un moteur central. La Banque européenne de l'hydrogène verse une prime au kg d'hydrogène produit, conçue pour combler l'écart entre la pénalité carbone qu'une entreprise paierait autrement au titre du SEQE-UE et le coût plus élevé du déploiement d'une installation d'hydrogène vert. Exemple donné en session : si une entreprise devait payer environ 5 $ de pénalité, mais qu'une installation d'hydrogène vert équivaut à un coût de 7 $, la subvention de la Banque européenne de l'hydrogène est conçue pour couvrir cet écart de 2 $.
Inde — dans le cadre de la Mission nationale pour l'hydrogène vert, le gouvernement a approuvé 19 744 millions de roupies via le programme SIGHT (Strategic Intervention for Green Hydrogen Transition), réparti en deux volets d'incitation : l'un pour la production d'hydrogène vert, l'autre pour la fabrication d'électrolyseurs. Il n'existe aucun seuil minimal de capacité ou critère d'éligibilité — toute entité, dans n'importe quel secteur (raffineries, engrais, cimenterie, etc.), peut candidater. Sur ce montant, 1 400 millions de roupies sont réservés aux projets pilotes, avec des enveloppes supplémentaires dédiées à la R&D et à la modernisation technologique.
États-Unis — un crédit d'impôt incite à la production d'hydrogène vert, à condition que les émissions restent inférieures à 0,4 kg équivalent CO₂ par kg d'hydrogène. Un mécanisme de subvention d'écart, dans le même esprit que celui de l'UE, contribue à couvrir la différence entre le coût cible fixé par la politique publique et le coût réel de l'installation.
Japon — faute de foncier et de ressources renouvelables suffisantes pour une production domestique à grande échelle, la stratégie japonaise repose sur un modèle d'importation centralisé, à l'image du GNL : signer des accords avec d'autres pays pour importer des molécules d'hydrogène destinées à ses industries sidérurgique, des engrais et du ciment. Une subvention incitative est disponible sur 15 ans.
Chine — vise à devenir le premier fabricant mondial d'électrolyseurs, avec un objectif de production de 100 000 à 200 000 tonnes d'hydrogène vert par an et un objectif de 50 000 véhicules à pile à combustible hydrogène d'ici 2030. Plutôt qu'une subvention directe au kg, le soutien passe par le financement public, l'accès au foncier et des incitations fiscales.
Australie — poursuit une stratégie proche de celle du Moyen-Orient, visant à devenir un fournisseur mondial d'hydrogène, avec une incitation de 2 dollars australiens par kg pendant 10 ans.
Corée du Sud — sa feuille de route pour l'économie de l'hydrogène vise 5,26 millions de tonnes d'hydrogène par an d'ici 2050, soutenue par un fonds d'investissement public plutôt qu'une incitation directe au kg.
Moyen-Orient — pas de programme de subvention ou d'incitation spécifique, mais la région s'appuie sur sa très importante capacité de production d'énergie renouvelable, se positionnant comme le premier producteur mondial d'EnR intégré à la production d'hydrogène vert.
Comparaison des durées d'incitation : États-Unis et UE offrent environ 10 ans, l'Inde 5 ans (le financement R&D étant limité à 1 an), le Japon 15 ans, et l'Australie environ 7 à 8 ans.
Pourquoi cela compte pour les industriels : le futur Mécanisme d'Ajustement Carbone aux Frontières (MACF/CBAM) crée une raison financière directe de se décarboner plutôt que de payer des tarifs douaniers. Au-delà du CBAM, l'adoption de l'hydrogène vert soutient la performance ESG sur les scopes 1, 2 et 3, réduit la responsabilité carbone, et peut ouvrir un accès premium au marché, les agences de financement et les investisseurs privilégiant de plus en plus les producteurs d'hydrogène vert. La tarification carbone spécifique à l'hydrogène reste aujourd'hui limitée, mais devrait se renforcer nettement d'ici la fin de la décennie.
3. Chaîne de valeur de l'hydrogène vert
Énergie renouvelable — environ 40 % du coût total du projet. Une capacité renouvelable suffisante est le point de départ de tout projet d'hydrogène vert.Traitement de l'eau — un enjeu majeur compte tenu des 9 litres d'eau nécessaires par kg d'hydrogène ; la qualité de l'eau doit être strictement contrôlée, sans fer ni autre contaminant, les résultats à l'échelle laboratoire pouvant différer sensiblement de ce que livre un environnement industriel moins maîtrisé.Électrolyse (PEM, alcaline, ou autres technologies) — environ 50 % du coût total du projet.Purification et séchage — l'hydrogène sortant de l'électrolyseur doit être purifié et séché, d'autres gaz pouvant être coproduits ; un risque de fuite existe à ce stade.Stockage — pas encore mature commercialement. L'hydrogène vert doit être comprimé à environ 700 bar, et (notamment dans le contexte indien) la technologie de stockage reste en développement.Transport — également encore largement au stade R&D, que ce soit par pipeline, navire ou autre moyen.Utilisateurs finaux — sidérurgie, engrais, cimenteries et transport maritime existent dans la plupart des pays ; l'aviation explore désormais elle aussi la R&D sur les carburants à base d'hydrogène, en partie sous l'effet de l'intérêt croissant de CORSIA pour les marchés du carbone étant donné le niveau élevé des émissions du secteur. L'hydrogène vert peut également contribuer à l'équilibrage des réseaux électriques.Chaque étape de la chaîne — approvisionnement en énergie renouvelable, traitement de l'eau, électrolyse — porte des émissions incorporées, ce que l'analyse du cycle de vie est précisément conçue pour quantifier.
4. Analyse du cycle de vie (ACV)
L'ACV peut suivre trois périmètres de cadrage différents :
Cradle-to-gate (du berceau à la sortie d'usine) — de la matière première à la sortie d'usine (donc uniquement la fabrication).Cradle-to-grave (du berceau à la tombe) — de la fabrication jusqu'au traitement des déchets et au recyclage.Cradle-to-cradle (du berceau au berceau) — de la fabrication jusqu'au recyclage des sous-produits réinjectés dans le même processus.La norme ISO 14040 établit les principes et le cadre de l'ACV — quels paramètres relever, quelles lignes directrices et règles de catégorie de produit (RCP/PCR) suivre. La norme ISO 14067 porte spécifiquement sur l'empreinte carbone des produits, en donnant des indications sur le calcul des émissions à chaque étape du procédé.
La modélisation ACV s'effectue généralement via des logiciels dédiés — SimaPro, GaBi, OpenLCA — ou sous Excel pour les cas plus simples. La démarche consiste d'abord à définir un périmètre système, puis à intégrer les données de consommation de matières premières, d'électricité et d'eau. Le résultat est un ensemble d'indicateurs couvrant le carbone, la consommation d'eau, l'acidification, l'eutrophisation, l'appauvrissement de la couche d'ozone, et bien d'autres — permettant à un producteur de savoir, par exemple, que son procédé émet « 3 ou 4 kg équivalent CO₂ par kg d'hydrogène », et de comparer ce chiffre à des technologies alternatives (électrolyse de l'eau contre vaporeformage/craquage du méthane, par exemple).
L'ACV conditionne également l'éligibilité aux incitations. Aux États-Unis, la production doit rester sous 0,45 kg équivalent CO₂ par kg d'hydrogène pour être éligible au crédit d'impôt — construire une installation ne suffit pas, les émissions doivent être activement maîtrisées tout au long du procédé. En Inde, la norme BIS fixe un seuil de 2 kg équivalent CO₂ par kg d'hydrogène.
Repères chiffrés indicatifs partagés en session (potentiel de réchauffement global, en cradle-to-gate) :
Hydrogène gris : ~9-10 kg éq. CO₂/kg H₂Hydrogène bleu : ~3-7 kg éq. CO₂/kg H₂Hydrogène vert : ~1-2 kg éq. CO₂/kg H₂Gaz naturel : ~9-11 kg éq. CO₂/kg H₂Dans l'UE, la directive sur les énergies renouvelables III (RED III) fixe un seuil de 3,8 kg éq. CO₂/kg H₂, tandis qu'une certification européenne distincte plafonne les émissions à 4,4 kg éq. CO₂/kg H₂.
L'ACV se connecte également au CBAM via le Passeport Numérique Produit (DPP) — un système à QR code qui consolide en un seul enregistrement vérifiable les données de procédé et les indicateurs d'émissions générés par le logiciel d'ACV.
5. Opportunités du marché du carbone
Au-delà des incitations publiques, les marchés du carbone offrent une seconde source de revenus pour les projets d'hydrogène vert, à travers deux dispositifs :
Marché volontaire du carbone (MVC) — les projets s'enregistrent auprès de registres reconnus (Verra, Gold Standard, ECC, CR Carbono, ICR) pour générer des crédits carbone, ensuite vendus à des acheteurs en recherche de certification verte ou de réduction d'émissions. Ordre de grandeur indicatif partagé en session : environ 14 000 crédits carbone par MW de capacité d'électrolyse, à environ 12 $ le crédit — une ligne de revenu additionnelle non négligeable, en plus de toute subvention publique.
Marché de conformité — adossé à un objectif carbone fixé par un gouvernement ; déployer une installation de décarbonation peut exempter une entreprise d'un tarif ou d'un objectif d'émissions.
Cycle de projet type :
1. Étude de préfaisabilité du projet.
2. Test d'additionnalité (en particulier lorsqu'un financement public est impliqué) — démontrer que le projet n'aurait pas vu le jour sans le financement carbone.
3. Choix de la méthodologie — par exemple une méthodologie de type Verra AMS-III.C, ou l'ACM0124 du MDP — qui définit précisément comment calculer les crédits par kg d'hydrogène produit.
4. Rédaction du document descriptif de projet (PDD) et soumission d'un rapport vérifié au registre, en suivant les lignes directrices de la méthodologie plutôt que des calculs propres au porteur de projet.
La formule sous-jacente est : crédit carbone = émissions de référence − (émissions du projet + émissions de fuite), ce qui nécessite d'établir clairement un scénario de référence (ce que faisait l'installation avant de basculer vers l'hydrogène).
L'Article 6 de l'Accord de Paris (adopté à la COP21, en 2015) prévoit deux mécanismes de conformité pertinents :
Article 6.2 — accords bilatéraux entre deux pays (par exemple, un pays fournisseur de technologie finance ou fournit la technologie à un pays hôte, qui développe le projet et enregistre le crédit carbone résultant).Article 6.4 — centré sur le secteur privé, avec des exigences plus strictes : scénario de référence clairement établi, additionnalité démontrée, alignement défini avec les Objectifs de Développement Durable (ODD) pour chaque projet, et aucune tolérance pour un dépassement des émissions de projet ou de fuite.À la date de cette session, aucune méthodologie dédiée du marché de conformité pour l'hydrogène n'a encore été publiée — les méthodologies du MDP servent de référence provisoire. Une décision du panel d'experts méthodologiques est attendue après le mois de novembre ; une méthodologie comparable a déjà été publiée pour l'ammoniac vert, qui pourrait servir de précédent.
Lorsqu'un soutien politique fort se combine à un accès au marché du carbone, les projets d'hydrogène vert peuvent devenir réellement finançables, avec un taux de rendement interne (TRI) de l'ordre de 12 à 18 %. Chiffres de revenus indicatifs partagés en session : prix de vente de l'hydrogène d'environ 3-5 $/kg aux États-Unis, 4-6 €/kg dans l'UE, et 3-5 $/kg en Inde — le revenu des crédits carbone ajoutant un complément (relativement modeste, environ 0,15 $/kg) au-dessus d'une incitation politique de l'ordre de 3 $/kg.
6. Défis, plan d'action et perspectives à horizon 2030
Principaux défis et freins :
Coût de production élevéLacunes d'infrastructureComplexité de certification, notamment sur les marchés américain et européenCAPEX élevé des électrolyseursDisponibilité de l'eau — l'Inde, par exemple, explore des stratégies « water-positive » (davantage de lacs et de barrages pour compenser la consommation), bien que cette politique n'ait pas encore été formellement publiéeDémontrer l'additionnalité auprès des acheteurs de crédits carbone, qui examinent de près la qualité des créditsLe marché du carbone lui-même est encore en transition : une méthodologie dédiée à l'hydrogène est attendue une fois l'examen du panel d'experts achevé, dans la continuité du précédent déjà établi pour l'ammoniac vertPlan d'action recommandé pour les porteurs de projet et industriels :
Réaliser une ACV pour comparer la technologie retenue à des alternatives avant de s'engager.Mener une étude de préfaisabilité carbone pour évaluer le potentiel d'enregistrement du projet.Évaluer sa stratégie d'approvisionnement en énergie renouvelable — par exemple combiner solaire et éolien dans un montage hybride pour couvrir les créneaux hors ensoleillement.Mettre en place un système MRV (suivi, déclaration, vérification) robuste pour suivre en temps réel les émissions, de l'approvisionnement en matières premières jusqu'à la production — un moyen concret de piloter les émissions de scopes 1, 2 et 3 avec une granularité quotidienne, horaire ou mensuelle.Évaluer chaque politique nationale pertinente — une collaboration transfrontalière est possible, un pays pouvant intervenir uniquement comme fournisseur de technologie pendant qu'un autre porte le développement du projet.Rechercher une certification tierce (DNV, Bureau Veritas, ou organismes équivalents) pour offrir aux investisseurs et acheteurs un enregistrement vérifié et indépendant de la performance émissions du projet.Perspectives à horizon 2030 — points clés à retenir :
La dynamique politique est forte et continue de se renforcer, l'UE, les États-Unis, l'Inde, le Japon, l'Australie et le Moyen-Orient plaçant tous le verdissement de leurs chaînes de valeur en priorité.La certification basée sur l'ACV devrait devenir obligatoire dans un nombre croissant de juridictions, dans la continuité de ce qu'ont déjà engagé les États-Unis, l'UE et l'Inde.L'Article 6.4 et le marché volontaire du carbone continuent d'évoluer, avec un potentiel de revenu additionnel réel pour les projets bien structurés.L'hydrogène vert se positionne comme un carburant de substitution transversal — transport, maritime et applications industrielles — au service de stratégies plus larges de décarbonation industrielle.La trajectoire des coûts reste incertaine : même avec une meilleure performance émissions, le besoin de matières premières de qualité et d'un traitement rigoureux de l'eau limite la baisse réaliste des coûts.
Questions du public
Sur le prix de l'hydrogène vert face à l'hydrogène gris
Q (Sonia Gomez) : L'hydrogène vert démarre actuellement autour de 5 $/kg — plus cher que l'hydrogène gris. Pourquoi s'attend-on à ce qu'il devienne à terme moins cher que l'hydrogène gris ?
L'hydrogène vert n'a pas encore de véritable prix de marché, la production restant largement à l'échelle laboratoire — tout chiffre avancé aujourd'hui relève donc de l'anticipation, pas d'un prix de marché observé. Selon qu'une entreprise est ou non soumise à une taxe carbone ou un tarif de type SEQE-UE, le coût effectif de choisir l'hydrogène vert pourrait dépasser 5 $, potentiellement jusqu'à 10-20 $. En réalité, l'hydrogène vert devrait rester plus cher que l'hydrogène gris à court terme, pas moins cher. L'adoption dépend souvent du fait qu'une entreprise préfère payer la pénalité et continuer avec de l'hydrogène gris, ou investir pour réduire volontairement ses émissions.
Sur les leviers de réduction des coûts
Q : Quels sont les principaux leviers de réduction des coûts de l'hydrogène vert ?
C'est une question réellement difficile — la réduction des coûts n'est pas vraiment le bon angle ici, car produire de l'hydrogène vert de façon responsable est intrinsèquement coûteux : cela nécessite de grands volumes de matières premières de qualité et un traitement rigoureux de l'eau (l'eau ne peut pas être utilisée directement, elle doit être traitée au préalable). Le seul véritable levier disponible aujourd'hui est l'incitation gouvernementale — les programmes de financement ou de subvention peuvent compenser le coût, mais en dehors de ce soutien, il n'existe pas de voie claire pour réduire le coût de production sous-jacent à ce stade.
