€50 billion pour les corridors d’hydrogène

La Commission a validé le 20 mai 1,3 milliard d’euros d’aides allemandes à l’hydrogène renouvelable. L’Europe finance déjà des corridors vers l’industrie allemande, mais la demande reste trop faible et le risque budgétaire remonte vers les contribuables.

La politique industrielle européenne se joue ici dans les tuyaux autant que dans les usines. En autorisant un programme allemand d’aides d’État de 1,3 milliard d’euros pour l’hydrogène renouvelable (Brusselstimes, Politiken), la Commission européenne accompagne un pari plus large : construire un réseau continental avant que le marché ne soit vraiment là. Dans le même temps, les gestionnaires de réseaux néerlandais et allemands ont signé un accord de développement commun pour un corridor transfrontalier censé fonctionner en 2031. Du nord au sud de l’Europe, plusieurs dizaines de milliards d’euros sont engagés alors que l’hydrogène vert coûte encore trois à cinq fois plus cher que son équivalent fossile.

Quatre pipelines, un client

Le Danemark veut acheminer son hydrogène vert vers le sud par le Danish Hydrogen Backbone. Le corridor SoutH2 transporterait une production venue d’Afrique du Nord, via l’Italie, vers l’Autriche et l’Allemagne. L’Espagne mise sur BarMar, le gazoduc sous-marin entre Barcelone et Marseille, avec un démarrage visé en 2032. Les Pays-Bas, eux, veulent faire de Rotterdam le point d’entrée du nord-ouest européen.

Ces quatre corridors convergent vers le même débouché : l’industrie lourde allemande. Berlin estime qu’elle aura besoin de 2,6 à 3,6 millions de tonnes d’hydrogène par an d’ici à 2030 pour l’acier, la chimie et le raffinage, et reconnaît qu’elle devra en importer 50 à 70 %. À l’échelle de ce besoin, l’offre danoise prévue, 78 000 tonnes par an, ne couvrirait qu’environ 2 à 3 % de la demande allemande.

Qui paie l’écart de coût

L’hydrogène vert, produit par électrolyse de l’eau avec de l’électricité renouvelable, coûte aujourd’hui 4,50 à 8,50 euros par kilogramme en Europe, selon les sites et le prix de l’électricité. L’hydrogène gris, fabriqué à partir de gaz naturel, tourne autour de 1,50 euro/kg. L’écart ne relève pas seulement d’un retard industriel : l’électricité représente jusqu’à 60 % du coût de production de l’hydrogène vert, dans une Europe où les prix de l’énergie restent structurellement élevés.

Les États compensent donc par la subvention. Le programme allemand verse aux producteurs un montant fixe par kilogramme, entre 0,44 et 3,49 euros, pendant dix ans au maximum. Mais le risque budgétaire le plus lourd se loge dans les infrastructures : le réseau central allemand d’hydrogène pourrait coûter près de 50 milliards d’euros en intégrant financement et exploitation, avec une garantie finale par les tarifs de réseau et l’argent public. Si les tuyaux restent sous-utilisés, l’État a promis de couvrir au moins 76 % du manque à gagner jusqu’en 2055, ce qui pourrait laisser aux contribuables une facture de 34,7 milliards d’euros.

Les Pays-Bas suivent la même logique, à une échelle plus réduite : l’estimation du coût du réseau est passée de 1,5 milliard à 3,8 milliards d’euros en deux ans. L’Espagne a engagé 2,8 milliards d’euros de soutien public, mais ne dispose que de 30 MW d’électrolyse en fonctionnement, contre un objectif de 12 GW en 2030.

Acheteurs et développeurs reculent déjà

Environ 60 grands projets d’hydrogène vert ont été annulés dans le monde en 2025, pour une capacité cumulée de 4,9 millions de tonnes par an. Iberdrola a réduit de deux tiers ses objectifs d’hydrogène pour 2030. Shell et Equinor ont annulé des projets en Norvège. Le blocage s’est déplacé de l’offre vers la demande : l’Europe peut fabriquer 13,1 GW d’électrolyseurs par an, mais ne trouve pas assez d’acheteurs prêts à payer trois à cinq fois le prix fossile.

Les chiffres allemands montrent l’écart entre la trajectoire politique et le terrain industriel. L’objectif national est de 10 GW de capacité d’électrolyse en 2030. Aujourd’hui, seuls 955 MW sont installés, soit moins de 10 % de la cible.

Une règle européenne va encore durcir l’équation. À partir de 2030, les producteurs d’hydrogène vert devront faire correspondre leur consommation d’électricité à une production renouvelable heure par heure, et non plus mois par mois. CE Delft estime que cette exigence augmentera les coûts de production d’environ 27,5 %. La règle a une justification claire : sans elle, les électrolyseurs absorberaient de l’électricité verte existante et renverraient une partie du réseau vers les énergies fossiles. Elle rend toutefois le modèle économique plus difficile.

L’Europe construit donc ses corridors d’hydrogène sur deux hypothèses : une baisse rapide des coûts et l’arrivée d’acheteurs industriels en nombre suffisant. Ces deux paris peuvent réussir. Mais si la courbe d’apprentissage de l’hydrogène est plus lente que celle du solaire, la question budgétaire deviendra centrale : combien de temps les contribuables devront-ils financer l’écart entre l’ambition climatique et le prix réel du marché ?