France Hydrogène a publié en mars bilan des études consacrées à la compétitivité de la production française et européenne d’hydrogène et de ses dérivés, alors que des projets sont annoncés sur tous les continents. Entretien avec Pierre Laboué, responsable des relations internationales chez France Hydrogène.

La méta-analyse conclut qu’une production française d’hydrogène n’est pas menacée par les productions étrangères. Pouvez-vous détailler ? 

Il n’y pas d’élément tangible indiquant que les importations intra et extra européennes menaceraient la viabilité de productions européenne et française.

Les études des organisations internationales comme l’AIE, l’IRENA ou encore Hydrogen Council convergent : importer de l’hydrogène par bateau, sous la forme d’ammoniac recraqué [procédé qui consiste à convertir l’ammoniac en hydrogène ,ndlr], de LOHC [liquides permettant de stocker de l’hydrogène, ndlr ] ou d’hydrogène liquide, coûtera plus cher en 2030 que de le produire en Europe du Nord-Ouest, comme en Allemagne, qui est le point de référence.

A titre d’exemple, les exportations d’ammoniac reconverti en hydrogène d’Afrique du Nord et d’Amérique du Sud, à l’horizon 2030, coûteront respectivement 55 % et 39 % plus chers que la production domestique en Europe du Nord-Ouest.

En France, la production domestique se défend bien. Le coût de l’hydrogène est étroitement lié au coût de l’énergie, or, le parc nucléaire permet d’avoir un facteur de charge important des électrolyseurs, et donc de réduire les coûts de production. Cela permet de rester compétitif. Sans oublier qu’en Europe, le coût du financement des projets est relativement bon marché grâce à des taux d’intérêt plus faibles que dans des pays émergents ou en développement.
 
Comment expliquer cet écart de coût entre les importations d’hydrogène par bateau et par gazoduc ?

Les chargements par bateau sont plus petits, les navires doivent faire des allers-retours sur de très longues distances. Les dépenses opérationnelles sont aussi importantes. L’hydrogène transporté par gazoduc est simplement comprimé. Pour le transport par bateau par hydrogène liquide, il faut refroidir le gaz à −253°C pour le liquéfier et le regazéifier. Pour le transport par ammoniac, il faut le convertir en ammoniac, refroidir ce dernier à -33°C pour le liquéfier et à l’arrivée le regazéifier et craquer l’ammoniac en hydrogène. Ces étapes nécessitent beaucoup plus d’énergie et donc des coûts supplémentaires.
 
Reste que l’importation par gazoduc, bien plus compétitive, pourrait sérieusement concurrencer la production domestique...

Effectivement, importer de l’hydrogène par gazoduc pourrait coûter jusqu’à 45 % moins cher que de le produire en Allemagne en 2050, d’après l’IRENA. C’est un moyen de transport compétitif sur le long terme car, contrairement au transport par bateau, ces infrastructures transportent de grandes quantités d’hydrogène, de l’ordre de 2 millions de tonnes pour le projet de gazoduc BarMar, qui doit relier Barcelone et Marseille. La construction de ces gazoducs a un coût d’investissement important, mais les dépenses opérationnelles sont plus faibles.
Aussi, il y a un consensus sur le fait qu’importer des produits dérivés de l’hydrogène, comme les carburants de synthèse, sera plus compétitif, de l’ordre de 20 %.
 
Faut-il s’inquiéter de ce constat ?
 
Un différentiel de coût 20 % entre des importations et une production domestique n’empêche pas le développement d’une filière domestique. C’est l’une des surprises de cette méta-analyse : nous pensions que l’écart serait plus grand.
Bien sûr, les acheteurs se tourneront vers les offres les moins chères. Mais les besoins en carburant de synthèse sont si importants pour atteindre les objectifs fixés par les directives européennes qu’il y aura de la place pour une offre domestique. La filière aéronautique aura par exemple également besoin de carburants de synthèse pour faire voler ses avions.
Même constat du côté des exportations d’hydrogène. Le plan REPowerEU de l’Union européenne de 2022 prévoyait d’importer jusqu’à 10 millions de tonnes d’hydrogène en 2030. Or, à l’échelle mondiale, seuls 3 projets d’exportation d’hydrogène ont aujourd’hui reçu la décision finale d’investissement, pour une capacité de production de 0,3 millions de tonnes. Le développement de capacité de production domestique est donc indispensable. 
 
 Mais de nombreux projets sont annoncés…
Beaucoup de projets sont annoncés, mais les initiatives dans de nombreux pays en développement prennent encore plus de retard qu’en Europe.
A l’échelle européenne, nous avançons à ce stade sur des projets de taille modeste et moyenne, où nous pouvons capitaliser sur les premières avancées et les retours d’expérience. En France, le projet le plus conséquent ayant atteint une décision finale d’investissement est par exemple celui d’Air Liquide en Normandie, de 200 mégawatts.
En revanche, dans les pays en développement, les projets annoncés sont gigantesques, dimensionnés à l’échelle du gigawatt, ce qui n’a jamais été fait ailleurs. S’ils se réalisent comme prévu, ils pourront ainsi avoir une compétitivité-coût intéressante. Mais pour mettre en place ces giga-projets, il faut du temps. L’industrie doit se mettre à l’échelle et acquérir de l’expérience. Il faut aussi rassurer les investisseurs, comme les banques, et convaincre que cette production massive rencontrera une demande à l’étranger. Or, n’ayant pas encore d’assurance sur des prix d’achat suffisamment attractifs, les industriels européens peinent à s’engager sur une consommation future. C’est le serpent qui se mord la queue.
 
Pour cette raison, un commerce mondial massif de molécules d’hydrogène risque de ne pas voir le jour d’ici la fin de la prochaine décennie, selon l’Agence internationale de l’énergie.
 
France Hydrogène souligne que ces importations pourraient être, dans une certaine mesure, bénéfiques. Pouvez-vous développer ? 
 
Les importations ne sont ni une menace, ni une solution, pour l’économie hydrogène française, en raison de la faible disponibilité à venir de ces flux dans les années à venir. A l’inverse, pouvoir importer des volumes, même limités dans un premier temps, peut permettre de relâcher des pics de pressions sur l’énergie primaire sur le territoire, en particulier l’électricité nécessaires pour les électrolyseurs, de fluidifier le marché et peut permettre à la France de bénéficier de sources d’approvisionnements additionnelles et à des prix potentiellement compétitifs. Ces facteurs sont très importants pour stabiliser le marché et permettre le développement des usages de l’hydrogène, tirer les projets et la production des équipements manufacturiers.
 
Et au sein de l’Europe, comment la France se positionne-t-elle ?

France Hydrogène travaillera à la réalisation d’un état des lieux sur le sujet d’ici la fin d’année. Il existe aujourd’hui très peu d’études disponibles sur les échanges intra-européens.
 
D’après les premières données du Centre de recherche de l’Union européenne (JRC), la France se situe dans la moyenne européenne en termes de coûts de production. La production d’hydrogène dans les pays de la péninsule Ibérique et de la mer du Nord apparaît très compétitive, grâce à l’accès à des ressources électriques photovoltaïques et éoliennes, notamment en mer. Mais nous ne sommes pas beaucoup plus cher qu’eux, grâce notamment au nucléaire. En somme, l’Hexagone serait plutôt un pays de transit des échanges intra-européens allant de l’Espagne à l’Allemagne.