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Tendances et perspectives du marché mondial de l'hydrogène vert

Baisse du coût nivelé de l'énergie des renouvelables dans les régions à fort ensoleillement

En 2025, les projets solaires et éoliens terrestres en Arabie saoudite, au Chili et en Australie ont atteint de faibles coûts de production. Cette tarification permet à l'hydrogène électrolytique de concurrencer le reformage du méthane à la vapeur, à condition que les prix du gaz naturel restent favorables. Le complexe NEOM bénéficie d'un coût nivelé de l'énergie mixte compétitif, lui permettant de fonctionner sans subventions. Pendant ce temps, le cluster éolien de Magallanes au Chili vise à exporter de l'ammoniac vert d'ici 2030. En co-localisant les électrolyseurs avec les sites de ressources, les projets peuvent réduire considérablement les coûts de transport. L'exemple de Fortescue dans le Pilbara illustre parfaitement comment les producteurs de minerai de fer intègrent l'hydrogène dans leurs opérations ^{[1]Fortescue Metals Group, "FFI met en service un électrolyseur de 50 MW dans le Pilbara," fmgl.com.au} . Collectivement, ces initiatives ont réduit la prime verte au fil du temps.

Mandats de décarbonation industrielle de l'UE (acier, engrais)

Dans le cadre du SEQE 2026-2030, un plancher de prix du carbone rend non viable la production d'acier en haut-fourneau, sauf si la capture du carbone ou la réduction directe du fer à base d'hydrogène est utilisée. Cela est souligné par les essais d'ArcelorMittal à Hambourg, où le passage à l'hydrogène a permis une réduction significative des émissions de portée 1. L'Allemagne a alloué des fonds pour aider les producteurs d'engrais à atténuer la prime verte, facilitant l'achat d'ammoniac vert. Le mécanisme d'ajustement carbone aux frontières amplifie ces défis au-delà de l'UE, poussant les aciéries turques et ukrainiennes à explorer les méthodes électrolytiques ou à se préparer à des droits de douane sur la valeur de leurs produits.

Réglementation maritime sur les carburants stimulant la demande de soutage en ammoniac vert

D'ici 2030, l'OMI impose une réduction des émissions du puits à la roue, positionnant l'ammoniac comme principal carburant alternatif. Dans un mouvement stratégique, Maersk a passé des commandes pour des navires prêts à utiliser l'ammoniac, mais avec une condition : la mise en place de hubs de soutage à Rotterdam, Singapour et Los Angeles. Démontrant le potentiel du carburant, MAN Energy a dévoilé un prototype de moteur à ammoniac affichant un rendement thermique élevé. Consolidant davantage la position de l'ammoniac, Rotterdam a inauguré un important terminal de stockage en novembre 2025. Bien que le stockage de l'ammoniac nécessite plus d'espace que le diesel, les armateurs trouvent un intérêt à éviter les épurateurs de soufre et les systèmes complexes de capture du carbone, simplifiant la conformité pour leurs flottes de long-courriers.

Économies d'échelle des gigafactories d'électrolyseurs

Dans l'usine de Delfzijl de thyssenkrupp nucera, les coûts des empilements alcalins ont été réduits, tandis que dans l'usine de Jamnagar de Reliance Industries, les coûts des empilements PEM ont également diminué. En Chine, Ningxia Baofeng a atteint une étape importante en produisant des unités alcalines à un tarif compétitif. Grâce à l'assemblage automatisé et aux packages d'équilibre d'installation standardisés, les dépenses d'ingénierie ont été réduites. Cette efficacité permet au marché de l'hydrogène vert de soutenir de manière rentable des projets fonctionnant à de faibles niveaux d'utilisation.

Goulots d'étranglement dans l'approvisionnement en iridium et en platine pour les empilements PEM

La production mondiale d'iridium était significative en 2025, mais la demande PEM pourrait augmenter considérablement en 2028 si les taux de chargement restent constants. Les prix au comptant de l'iridium ont fortement augmenté en décembre 2025, s'ajoutant aux coûts PEM. Le recyclage ne fournit qu'une quantité limitée annuellement, et les substituts à base d'oxydes mixtes accusent un retard en termes de durabilité^{[2]NREL, "Recherche sur les catalyseurs PEM," nrel.gov}. Les fournisseurs visent à réduire les chargements d'ici 2027, mais la concentration de l'approvisionnement en Afrique du Sud et les grèves sociales accentuent la volatilité des prix.

Capacité d'accueil du réseau limitée pour les grands électrolyseurs

Les clusters nécessitent une compensation de puissance réactive et requièrent fréquemment la construction de nouvelles lignes à haute tension. Reliance Industries a entrepris la construction d'un poste dédié de 400 kV et d'une unité statique de compensation de puissance réactive de 60 MVAR à Jamnagar, entraînant un retard du projet. Le corridor californien Path 15 est confronté à une limitation, ne pouvant pas accueillir de charge d'électrolyse supplémentaire sans améliorations du réseau de transport, reportant ainsi certains projets. L'Allemagne et l'Australie ont rencontré des défis analogues, conduisant à des moratoires ou à la mise en œuvre de réglementations sur l'implantation distribuée.

Analyse des segments

Par technologie : la PEM progresse malgré la domination de l'alcalin

Les systèmes alcalins contrôlaient 55,13 % du volume de 2025, grâce à des coûts d'investissement et des durées de vie parfaitement adaptés aux exigences des raffineurs et des usines chimiques fonctionnant à une efficacité quasi maximale. Pendant ce temps, les systèmes PEM sont appelés à progresser à un TCAC de 92,35 %, soutenus par leurs taux de montée en charge rapides, les rendant idéaux pour exploiter l'énergie intermittente. À mesure que les stratégies d'intégration des renouvelables arrivent à maturité, la taille du marché des projets PEM dans le secteur de l'hydrogène vert est appelée à connaître une hausse prononcée. En revanche, les pilotes SOEC à haute température, affichant une efficacité électrique impressionnante, se heurtent à un obstacle : leur durée de vie des empilements, inférieure à 20 000 heures, freine l'adoption immédiate. Les unités AEM, bien qu'évitant avec succès l'utilisation de métaux du groupe du platine, se débattent avec un défi de durabilité des membranes, également inférieure à 20 000 heures, avant de pouvoir atteindre le stade commercial.

Les commandes récentes mettent en évidence cette évolution du secteur. En 2025, les raffineurs de la région Asie-Pacifique ont sécurisé une quantité significative d'équipements alcalins, privilégiant des dépenses d'investissement plus faibles. À l'inverse, l'Europe, se tournant vers la PEM, a capté une part dominante de ces commandes, justifiant la prime par les revenus potentiels de services réseau. Les systèmes à oxyde solide, bien que détenant une part plus faible du volume de 2025, sont en bonne voie pour une croissance robuste, portée par les usines sidérurgiques intégrant l'électrolyse à leurs flux de chaleur résiduelle. Cette tendance souligne un changement crucial : le choix de la technologie est de plus en plus dicté par l'économie propre à chaque installation plutôt que par une préférence générale pour une technologie plutôt qu'une autre.

Note: Les parts de segments de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Par secteur d'utilisation finale : les produits chimiques dépassent la croissance du raffinage

Le raffinage représentait 35,45 % de la demande de 2025, témoignant des réseaux d'hydrogène bien établis dans les unités d'hydrocraquage et de désulfuration. Les produits chimiques constitueront le segment à la croissance la plus rapide avec un TCAC de 97,22 %. Cette progression est largement alimentée par les producteurs d'engrais et de méthanol qui s'efforcent de respecter des seuils de carbone sur le cycle de vie de plus en plus stricts. L'électrolyseur de Yara fait des vagues, déplaçant annuellement les matières premières à base de gaz naturel. Pendant ce temps, BASF a des plans ambitieux, visant une capacité PEM promettant un rendement annuel de méthanol vert. Bien que le transport ne représente actuellement qu'une part modeste du volume de 2025, le paysage pourrait évoluer à mesure que les camions à pile à combustible pour usage intensif se rapprochent de la compétitivité en termes de coûts par rapport au diesel. Notamment, le marché de l'hydrogène vert pour le segment des produits chimiques est en passe de dépasser le raffinage au cours de la période de prévision.

Le fer et l'acier sont appelés à une expansion significative, portée par la viabilité des retrofits de réduction directe du fer dans le contexte de la hausse des prix du carbone. Bien que les grandes usines se débattent avec des dépenses d'investissement substantielles, la technologie de réduction directe offre une perspective positive, réduisant considérablement les émissions de CO₂ à la production. Cette réduction est particulièrement cruciale pour les aciéries européennes confrontées aux prélèvements du mécanisme d'ajustement carbone aux frontières. Les autres secteurs, notamment le verre, la production d'électricité et les petites industries, représentent collectivement une part plus faible de la demande de 2025.

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Analyse géographique

La part de 48,23 % de l'Asie-Pacifique en 2025 est portée par l'expansion rapide de la capacité des électrolyseurs en Chine et en Inde, même si les réseaux dominés par le charbon posent des défis à l'amélioration de l'intensité carbone. China Three Gorges exploite un grand électrolyseur, tirant parti de l'énergie éolienne hors pointe à faible coût. Avec des ressources renouvelables domestiques limitées, le Japon émerge comme le principal importateur potentiel, sécurisant des accords à long terme. La Corée du Sud, soutenue par des subventions substantielles, modernise les clusters d'Ulsan et d'Incheon, visant une transition complète vers un approvisionnement vert d'ici 2029. Pendant ce temps, la Mission nationale de l'Inde a mobilisé des engagements, mais pour remédier aux contraintes de puissance réactive et d'harmoniques au Rajasthan, un investissement dans les améliorations du réseau est nécessaire.

L'Europe enregistre le taux de croissance le plus élevé avec un TCAC projeté de 94,19 %. La politique du mécanisme d'ajustement carbone aux frontières contraint les fournisseurs en amont à se tourner vers l'hydrogène vert ou à subir des droits de douane. Parallèlement, l'Allemagne canalise des financements importants dans une initiative de pipeline, reliant les ressources éoliennes offshore aux usines de la vallée de la Ruhr. Illustrant le potentiel de la région, le projet ambitieux d'Iberdrola en Castille-La Manche démontre que l'énergie solaire à prix compétitif peut produire de l'hydrogène à faible coût. Le Royaume-Uni progresse également, avec une garantie à long terme d'un prix d'exercice, facilitant le développement de nouvelles capacités. Sans être en reste, TotalEnergies en France a augmenté sa capacité à l'installation de La Mède, visant une réduction substantielle des émissions du diesel renouvelable.

L'Amérique du Nord, portée par le crédit d'impôt 45V américain, connaît une croissance robuste. Air Products réalise un mouvement significatif avec un grand complexe en Louisiane, intégrant l'électrolyse aux énergies renouvelables, visant une production annuelle substantielle pour l'exportation. Au Québec, au Canada, une usine capitalise sur l'énergie hydraulique, se traduisant par un faible coût de production. Le Mexique est également dans la course, avec le retrofit de la raffinerie de Tula destiné à substituer l'hydrogène gris, entraînant d'importantes économies annuelles de CO₂.

D'ici 2030, le Moyen-Orient et l'Afrique, sous l'impulsion de NEOM et de Masdar, sont en passe d'exporter un volume important d'ammoniac vert. Pendant ce temps, le corridor éolien chilien en Amérique du Sud attire des investissements substantiels pour des projets destinés à l'exportation.