L’illusion de l’hydrogène bas carbone
Présenté à Bruxelles en 2020, le plan du système énergétique de l’avenir et de l’hydrogène propre avait déclenché une « EupHorie » généralisée (1). À la suite de l’Allemagne qui voulait consacrer 9 milliards d’investissements suivie par la France qui en promettait 6, la Commission européenne visait 40 GW d’électrolyseurs et 10 millions de tonnes d’hydrogène « vert » en 2030 !
En 2026, la bulle H2 et l’enthousiasme se sont dégonflés. Plus de la moitié des projets susceptibles de recevoir la manne européenne ont retiré leur dossier. En France Renault, Safran, Airbus ont mis en pause leurs objectifs. ArcelorMittal ne recevra pas les 600 millions de subventions pour le procédé, remis à plus tard, de réduction directe pour la production d’acier vert. Le pionnier Stellantis accusé de trahison ne produira pas ses utilitaires légers à hydrogène. Elogen suspend la construction de sa « megafactory » d’électrolyseurs et l’ex-champion français McPhy Energy est en liquidation judiciaire. Le manque de commandes, un marché qui ne démarre pas, le couperet économique est tombé. Pourquoi ce « nouveau pétrole propre », héros de la décarbonation, est-il maintenant champion de la désillusion ?
L’hydrogène vecteur d’énergie : comment le stocker
En une première approche du point de vue contenu énergétique, 1 kg de gasoil = 12 kWh alors qu’un kg d’hydrogène = 33 kWh. « Y a pas photo » disent les citoyens (2), mais NON disent les chimistes : c’est un gaz très léger 1 kg d’hydrogène dans les conditions normales occupe 11 m3 soit 333 L/kWh contre 0,1 L/kWh pour le gasoil. Il convient donc de trouver un moyen de stockage pour gagner en volume.
Comprimé à 700 bar on descend à 0,47 L/kWh, liquéfié à -252 °C on est à 0,38 L/kWh, ce qui impose tout de même des réservoirs environ 4 fois plus importants que pour l’essence ou le diesel. De plus, ils sont un peu spéciaux. Ils sont en composites de carbone avec un voile intérieur barrière résistant aux hautes pressions pour le stockage à 700 bar et la compression mange environ 30 % du potentiel énergétique. En acier spécial avec isolation thermique renforcée pour le stockage liquide à 20 K, la liquéfaction exige de l’ordre de 40 % du potentiel énergétique. On comprend que devant la thermodynamique et les difficultés technologiques les acteurs de la mobilité hydrogénée aient pour l’instant jeté l’éponge (3).
Il y a cependant une troisième voie, celle du stockage « solide », il faudrait mieux dire « sur solide ». Les chimistes ont mis au point des matériaux qui peuvent absorber l’hydrogène (4), soit en interstitiel, soit en développant des liaisons atomiques. Ce sont par exemple des composés métalliques complexes dont le plus connu est LaNi5 mais aussi MgH2, TiFe, TiFeMn, NaAlH4… Encore faut-il que les conditions réversibles d’adsorption et de désorption se placent dans des fourchettes de température (10 °C - 80 °C) et de pression (1 à 30 bar) compatibles avec un usage courant. Jusqu’ici les capacités réversibles n’ont pas dépassé 4 % et se situent le plus souvent près de 1,6 % avec cependant pour certains matériaux une capacité volumique proche de 0,25 L/kWh mais une capacité massique plutôt faible à cause du poids du solide, ce qui fait réserver ce stockage aux applications stationnaires.
Une filière morte ou qui bouge encore ?
Faut-il faire une croix définitive sur les applications et débouchés industriels de l’hydrogène bas carbone ? Pas sûr disent les experts. Même si les constructeurs automobiles exsangues après les investissements dans l’électrique remettent aux calendes grecques la mobilité hydrogénée, et même si les malheurs outre-Rhin du Coradia iLint plombent les projets de nouveaux TER propres, certains producteurs d’hydrogène bas carbone ne désarment pas. En 2025 la production européenne est passée à 600 MW, on est certes loin des 40 GW promis en 2020. Au total la production d’hydrogène plus ou moins vert (bleu, jaune, vert) (5) sera de 1 Mt, soit 1% des 100 Mt mondiaux qui sont eux à 95% gris.
Paradoxalement, c’est la décarbonation des raffineries qui tire le marché ! La pétrochimie a besoin de l’hydrogène pour la désulfuration (6) et sur les 30 unités d’électrolyse de plus de 10 MW en Europe la moitié est installée dans des raffineries comme celle d’Air Liquide « Normand’Hy » près du Havre. Pour l’acier vert, après ArcelorMittal et ThyssenKrupp qui ont mis leur projet en attente, seules 3 unités dont celle de 750 MW de Stegra en Suède paraissent solides. Il est vrai que les pétroliers connaissent bien l’hydrogène, déjà largement utilisé et intégré dans les procédés de raffinage, alors que pour les métallurgistes la réduction directe du minerai (7) change drastiquement le procédé de production et la conversion prendra du temps.
Pourtant Verso Energy a signé un contrat à Carling en Moselle avec le sidérurgiste sarrois Stahl-Holding-Saar pour l’approvisionnement en hydrogène vert. Est-ce un signe du Dieu des métallurgistes ? Car à quelques kilomètres de là, les recherches s’intensifient autour de la plus grande réserve d’hydrogène naturel au monde. À Pontpierre près de Metz, une plateforme de forage de la Française de l’énergie (FDE) va forer jusque 4000 mètres en février à la recherche de l’hydrogène « blanc ». Ce nouveau programme Regalor (8) avec l’appui du CNRS et de la région descend bien plus bas que le premier qui s’était arrêté à 1300 m. Il vise à comprendre la physicochimie de la formation de l’hydrogène en sous-sol et à mieux cerner les contours de ce gisement. Celui-ci pourrait contenir 34 millions de tonnes d’hydrogène naturel (plus de 30 fois les besoins annuels français) et s’étendre en sous-sol sur une partie des territoires belge, luxembourgeois et allemand.
On se rappelle qu’en juillet 2023 une équipe CNRS de l’institut Néel à Grenoble avait remporté le 1er prix européen de l’inventeur européen sur le stockage dans des galettes composées de MgH2 compressé avec du graphite. Cette innovation débouchait sur une application (9) où chaque disque d’un litre peut libérer 650 L d’hydrogène. C’est la société McPhy Energy qui prit initialement le développement des réservoirs, relayée maintenant par la start-up Jomi-Leman. À Belfort, c’est une autre pépite Mincatec Energy qui profite des recherches grenobloises et qui commercialise des réservoirs légers contenant une poudre dérivée du fer-titane et qui présente des adsorptions réversibles à faible pression et à température proche de l’ambiante.
Un avenir pour l’hydrogène bas carbone ?
Toutes ces découvertes et développements récents mettent un peu de baume au cœur des « hydrogénistes » mais un peu de patience s’impose. Avec un prix 3 à 5 fois plus cher que l’hydrogène issu du vaporeformage, avec des électrolyseurs de production et une infrastructure de distribution qui demandent des dizaines de milliards d’investissements, il faut compter non seulement sur des subventions de l’État, mais aussi sur une technologie de rupture encore à trouver.
Il est paradoxal de voir que c’est le besoin d’hydrogène pour la désulfuration des pétroles (ressources non renouvelables) ou pour la synthèse de l’ammoniac destiné aux engrais azotés (10) qui va propulser les productions d’hydrogène décarboné (11). Le vernis écologique se craquelle !
On peut comprendre que le lobby allemand, orphelin du nucléaire et paniqué devant l’arrêt de la source du gaz russe, ait poussé pour des objectifs européens ambitieux sur l’hydrogène, trop ambitieux même, car sans étude d’impacts et de faisabilité économique. Les 10 Mt visées pour 2030 exigeaient au moins 40 GW de puissance pour fournir l’électricité aux milliers d’électrolyseurs, sans compter le recours aux fermes solaires et champs d’éoliennes. Qui les aurait achetées ? Sauf à imposer une taxe carbone dissuasive ?
Il faut rappeler aux décideurs qu’une nouvelle filière technologique demande du temps à s’imposer. L’exemple de la filière automobile des batteries et des voitures électriques est à méditer. Il faut deux à trois décennies pour la maitriser, encore qu’ici un accélérateur fort, la Chine, à coup d’investissements d’État, ait joué un rôle majeur. L’histoire risque de se répéter car mon petit doigt me dit que les électrolyseurs chinois produits en masse avec de l’électricité charbonnière sont en train de casser les prix !
Jean-Claude Bernier
Février 2026
Pour en savoir plus
(1) L’hydrogène au secours de l’économie européenne ?, J.-Cl. Bernier, éditorial septembre 2020 (Mediachimie.org)
(2) Et revoilà l’hydrogène, J.-Cl. Bernier, L’Actualité chimique n° 386 (janvier 2013) p. 4-5
(3) L’hydrogène, vecteur de la transition énergétique P. Mauberger, Colloque Chimie et changement climatique, Fondation de la Maison de la chimie (novembre 2015)
(4) L’hydrogène un vecteur énergétique inépuisable. Le stockage de l’hydrogène O. Gillia, Clefs CEA, n° 61 (printemps 2013) p. 64-67
(5) Qu’est–ce que l’hydrogène « vert » ? F. Brénon, Question du mois (Mediachimie.org)
(6) Comment assainir l’atmosphère des villes ? L’hydrotraitement, J.-Cl. Bernier, Réaction en un clin d’œil
(7) L’hydrogène qui valorise les énergies renouvelables, vidéoreportage du Chemical World Tour saison 4 (2014)
(8) Le forage de l’hydrogène naturel démarre en Lorraine avec Regalor II sur le site Institut Carnot Icéel
(9) La crise de la métallurgie en Europe condamne-t-elle l’acier vert ?, J.-Cl. Bernier, éditorial juin 2025 (Mediachimie.org)
(10) Comment fabriquer des engrais avec de l’air ? La synthèse de l’ammoniac, F. Brénon, Réaction en un clin d’œil (Mediachimie.org)
(11) Zoom sur les derniers résultats de la production d’hydrogène « décarboné », J.-P; Foulon et F. Brénon (Mediachimie.org)
Crédit illustration : witsarut / Adobe Stock