L'utopie est en marche. Pour sauver le climat, un monde où le charbon et le pétrole seront remplacés par l’hydrogène et ses dérivés émerge, inéluctablement. Depuis trois ans, McKinsey publie, pour l’Hydrogen Council, un rapport sur les flux d’hydrogène, d’ammoniac, d’e-méthanol et de fer préréduit (DRI), avec force cartes traçant les futures routes et hubs d’import-export des carburants verts. Des cartes qui reflètent les grandes ambitions de l’Australie, de l’Afrique du Sud, du Chili, du Maroc ou de la Namibie pour ces marchés. Ces pays comptent mettre à profit leur soleil et leur vent afin de produire de l’hydrogène vert par électrolyse à un coût compétitif.
Leurs visées sont portées par de nouvelles réglementations. L’Organisation maritime internationale fixe à 5% la part des carburants marins zéro émission d’ici à 2030. L’Europe impose l’incorporation de 2% de carburant aérien durable (SAF) dans les avions au départ de l’UE à partir de 2025 et 70% en 2050. Sans parler des objectifs nationaux de réduction des émissions de l’industrie et du transport terrestre pour atteindre la neutralité carbone en 2050 ou 2060. Or électrifier, utiliser de la biomasse et capturer du CO2 ne va pas suffire. Pour sortir des fossiles, il faudra massivement recourir à l’hydrogène propre et ses dérivés, même s’ils resteront deux à quatre fois plus chers.
Dans un rapport pour le Global Maritime Forum, le Rocky Mountain Institute évalue le coût de l’ammoniac vert d’ici à 2030 entre 900 et 2700 dollars la tonne et celui du méthanol entre 900 et 2500 dollars la tonne, contre 700 dollars la tonne pour le fioul à très faible teneur en soufre (VLSFO). Au Japon et en Corée du Sud, l’ammoniac doit progressivement remplacer le charbon dans les centrales électriques. «Depuis octobre 2022, les chantiers navals ont davantage de commandes pour des bateaux fonctionnant au méthanol et à l’ammoniac qu’au GNL», observe Mikaa Blugeon-Mered, enseignant à Sciences Po et expert en géopolitique et marchés de l’hydrogène.
Pour satisfaire tous ces nouveaux usages, il faudra produire environ 600 millions de tonnes d’hydrogène vert (par électrolyse) ou bleu (à partir de gaz avec captage du CO2) par an en 2050, dont 60 à 75% seront exportés. Une moitié sera expédiée sous forme gazeuse par canalisation et l’autre sous forme liquide par bateau pour ses dérivés, estime McKinsey dans une étude publiée en mai. Le cabinet évalue à 1,5 milliard de dollars les investissements en infrastructures nécessaires pour ces échanges d’ici à 2050.
- 2.2337+2.05
3 Avril 2026
Gazole France TTC€/litre
- 1102.98+6.11
Mars 2026
Huile de palme - Malaisie$ USD/tonne
- 1.2539+3.07
3 Avril 2026
Gazole France HTT€/litre
Des capacités de production en deçà des prévisions
Ces canalisations et terminaux portuaires permettraient de réduire les coûts totaux des systèmes énergétiques de 30%, soit 3,7 milliards de dollars, par rapport à un scénario où tout l’hydrogène serait produit et consommé localement. Sachant que le transport de l’ammoniac et du méthanol vers les ports augmente de 15% au maximum le coût du carburant à la livraison, selon le Rocky Mountain Institute. Et que 130 ports dans le monde ont déjà des infrastructures pour l’ammoniac, un composé servant à la production d’engrais et d’urée.
Des calculs à prendre avec précaution. Après l’engouement des grands plans hydrogène, force est de constater, cette année, nombre d’abandons de projets de production d’hydrogène ou des retards dans les décisions d’investissements. En cause, les mesures gouvernementales visant à soutenir la demande, qui ne sont pas au rendez-vous. Seules 3 à 7 millions de tonnes par an sont assurées en Europe, au Japon et en Corée du Sud sur les 27 millions de tonnes prévues par les stratégies hydrogène des États. Et les subventions promises par l’Inflation reduction act américain n’ont toujours pas été mises en place.
Conséquence, sur les 48 millions de tonnes de capacité de production d’hydrogène électrolytique annoncées pour 2030, seuls 10% sont concrets et reposent sur une demande réelle, comme l’appel d’offres de TotalEnergies pour décarboner ses raffineries ou ceux de l’Allemagne qui ont notamment débouché sur des contrats au Canada et en Égypte.
Côté offre, les premiers pays à s’être positionnés sur l’hydrogène et l’ammoniac verts ne seront pas forcément les élus. «Les cartes des flux d’hydrogène et de ses dérivés ont disparu, du fait des incertitudes financières et géopolitiques, observe Pierre-Étienne Franc, le directeur général du fonds d’infrastructure hydrogène Hy24. Les taux d’intérêt ont monté. Beaucoup de projets ne sont plus rentables. Les fondamentaux qui justifiaient de déployer des énergies renouvelables en Australie, au Moyen-Orient, en Amérique du Sud, au Maghreb, au Québec et au Texas, pour produire de l’ammoniac vert à 500 ou 600 dollars la tonne et l’exporter vers l’Europe, le Japon, la Corée, Taïwan, Singapour, sont compromis. Aujourd’hui, les conditions ne sont pas réunies. Mais les fondamentaux qui font de ces territoires les lieux de développement de vastes gisements de renouvelables dont le monde a besoin n’ont pas changé. Aux acteurs économiques et politiques de les rendre à nouveau investissables.»
La Chine, elle, déploie une politique de production de méthanol. Mais la surprise vient de l’Inde, qui a obtenu deux prêts de 1,5 milliard de dollars de la Banque mondiale pour soutenir ses ambitions dans l’hydrogène vert, entraînant les investissements du secteur privé et les contrats à l’export. Le groupe Adani annonce 9 milliards de dollars pour produire de l’hydrogène vert au Gujarat et AM Green va installer dans l’Uttar Pradesh une unité de production de 2 GW qui alimentera notamment l’allemand RWE en ammoniac vert. Pour ne citer que les projets les plus importants. La cartographie des routes de l’hydrogène n’a pas fini d’évoluer. #
Vous lisez un article de L'Usine Nouvelle 3737 - Décembre 2024
