Hydrogène vert à Munich : décryptage d’un modèle économique en quête de viabilité en 2025

Un fossé persistant entre les annonces et la réalité de l’hydrogène vert

À Munich, le salon electrical energy storage (EES) Europe remet cette année encore l’hydrogène vert sous les projecteurs. Pourtant, derrière l’enthousiasme politique, les chiffres sont implacables : le Global Energy Report 2025 révèle que seulement 11 % des projets d’hydrogène annoncés depuis 2020 sont aujourd’hui en service ou ont atteint une décision finale d’investissement. La filière peine à transformer les intentions en gigawatts opérationnels.

Ce décalage n’est pas nouveau. L’hydrogène produit par électrolyse, dit « vert », reste structurellement deux à trois fois plus cher que l’hydrogène fossile issu du gaz naturel, selon les données partagées par les organisateurs de l’événement. Les baisses de coûts promises tardent à se matérialiser à grande échelle, et les investisseurs attendent des signaux plus clairs avant d’engager des capitaux massifs.

Les trois verrous économiques de l’hydrogène bas-carbone

Le communiqué du salon identifie trois obstacles principaux qui bloquent le décollage commercial de l’hydrogène vert : le coût des électrolyseurs, l’absence d’infrastructures de transport, et une demande industrielle encore trop timide pour justifier des investissements de long terme.

Le coût des électrolyseurs face à l’intermittence photovoltaïque

Les électrolyseurs capables de fonctionner avec la variabilité de la production solaire restent onéreux. Les modèles alcalins ou PEM doivent être couplés à des systèmes de gestion avancés pour supporter les fluctuations de puissance, ce qui augmente le coût global du système. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), le prix des électrolyseurs doit encore baisser de 40 à 60 % pour atteindre la parité avec l’hydrogène gris dans un contexte de production renouvelable.

Le manque d’infrastructures de transport et de stockage

Le transport de l’hydrogène nécessite des réseaux dédiés ou le rétrofit de canalisations de gaz naturel, ce qui implique des investissements colossaux. L’Union européenne a pris soin de séparer la gestion des réseaux : depuis 2023, les gestionnaires de réseaux de transport d’hydrogène doivent être indépendants de ceux du gaz naturel. Arthur Daemers, conseiller politique chez SolarPower Europe, rappelle que « nous ne devons pas considérer l’hydrogène comme une substitution 1 pour 1 au gaz naturel, mais comme un vecteur énergétique distinct, en complément du déploiement de l’électricité renouvelable ».

L’absence d’une demande industrielle ferme

Les industriels (acier, chimie, raffinage) hésitent à signer des contrats d’approvisionnement long terme sans visibilité sur les prix. Les enchères de la Banque européenne de l’hydrogène, lancées en 2023, n’ont pour l’instant attiré qu’un nombre limité de projets matures. La demande ne décolle pas tant que le coût de l’hydrogène vert reste plus élevé que celui des alternatives fossiles, même avec la tarification du CO₂.

Comparaison internationale : où l’hydrogène vert deviendra-t-il compétitif ?

L’AIE estime que l’hydrogène décarboné atteindra la compétitivité en Chine d’ici la fin de la décennie, grâce à des coûts technologiques très bas et à une industrialisation massive. En Europe, la hausse du prix du gaz naturel, combinée à la taxation croissante du carbone, pourrait créer un terreau favorable. En revanche, dans des régions comme les États-Unis ou le Moyen-Orient, où le gaz naturel reste abondant et peu cher, l’hydrogène vert n’a guère de perspective économique à court terme.

Cette géographie contrastée explique pourquoi les grands projets d’exportation (Afrique du Nord, Amérique latine) progressent lentement. Les analystes estiment que seules les régions dotées à la fois de faibles coûts renouvelables et d’un accès à des marchés à forte valeur ajoutée (Europe, Japon, Corée) pourront viabiliser une filière export.

En France, le débat entre hydrogène vert et hydrogène bas-carbone

La stratégie française se distingue par l’introduction de la notion d’« hydrogène bas-carbone », qui ne distingue pas la source renouvelable ou nucléaire. Portée par le gouvernement et défendue à Bruxelles, cette définition permet d’inclure l’électrolyse alimentée par le parc nucléaire. Cette approche pragmatique vise à accélérer le déploiement sans attendre une électrification 100 % renouvelable, mais elle suscite des débats sur la véritable « vertu » carbone de la filière.

Des acteurs comme SolarPower Europe mettent en garde contre une confusion qui pourrait ralentir les investissements dans le solaire et l’éolien dédiés à l’hydrogène. Le débat français illustre la tension entre ambition climatique et réalisme industriel.

Couplage batterie-électrolyseur : une piste pour sécuriser l’industrie

Markus Elsässer, fondateur de Solar Promotion GmbH (organisateur d’EES Europe), insiste sur une solution : « Ce n’est qu’en combinant avec flexibilité production décentralisée, systèmes de stockage par batterie modernes et électrolyse de l’hydrogène que nous pourrons garantir la sécurité de l’industrie. » Le couplage batterie-électrolyseur permet de lisser l’intermittence solaire et d’alimenter l’électrolyse en continu, améliorant ainsi le facteur de charge et réduisant le coût du kilowatt-heure d’hydrogène.

Les premières installations hybrides voient le jour, notamment en Allemagne et aux Pays-Bas. L’enquête menée par pv magazine France avait également confirmé que l’hydrogène vert rentable serait, à terme, celui produit et consommé localement, évitant ainsi les coûts de transport et de stockage longue distance.

Exemples de projets : entre succès et difficultés

Quelques initiatives émergent, comme la start-up nantaise Lhyfe, qui a inauguré un site de production à Bouin (Vendée) mais rencontre des difficultés sur son électrolyseur de Gonfreville-l’Orcher au Havre, repoussant les dates de mise en service. À Dijon, la métropole expérimente le transport à l’hydrogène avec des bus et des bennes à ordures, un modèle de niche qui pourrait faire ses preuves à l’échelle d’une collectivité.

Cependant, la majorité des projets annoncés restent au stade de l’étude de faisabilité. Le baromètre 2025 de Hydrogen Europe montre que sur les 200 GW d’électrolyse annoncés en Europe, moins de 5 GW ont une décision finale d’investissement ferme. Le chemin vers un modèle économique viable est encore long.

L’hydrogène vert a besoin d’une combinaison de soutien public renforcé (subventions, contrats pour différence, standards d’origine) et d’avancées technologiques pour franchir le cap de la maturité commerciale. Le salon EES Europe 2025 rappelle que la fenêtre d’opportunité est ouverte, mais que les acteurs doivent désormais prouver la viabilité économique par des projets concrets.