L'Heure des Comptes de l'Hydrogène : Au cœur du premier véritable fléchissement de l'industrie
La suspension par ExxonMobil de son usine d'hydrogène de Baytown, un projet de 7 milliards de dollars, révèle une vérité brutale : le secteur de l'énergie propre le plus encensé au monde s'effondre sous le poids du manque de clients, et non du manque de technologie.
Lorsqu'ExxonMobil a gelé son projet phare d'hydrogène au Texas le 21 novembre, invoquant une faible demande et l'incertitude économique, l'entreprise avait déjà investi 500 millions de dollars et obtenu des contrats d'ancrage avec la société de négoce japonaise Marubeni. La suspension d'un projet aussi avancé — conçu pour produire 860 000 tonnes d'hydrogène à faible émission de carbone par an avec capture de carbone à grande échelle — signale quelque chose de bien plus inquiétant qu'un simple revers commercial.
Cela marque la fin du premier cycle d'engouement pour l'hydrogène, et le début d'une correction industrielle prolongée.
À travers le paysage mondial de l'hydrogène, des projets à l'échelle du gigawatt sont abandonnés ou retardés indéfiniment. L'installation CQ-H2 de 2,9 gigawatts de Stanwell en Australie : annulée. La réservation massive d'électrolyseurs de Hy Stor aux États-Unis : réduite. Les analystes du secteur décrivent désormais le secteur comme étant pris dans une « impasse commerciale » — un état où les plans de production ambitieux se heurtent à la dure réalité que presque personne n'est prêt à payer pour le produit.
Le problème fondamental n'est pas d'ordre technique. Les électrolyseurs fonctionnent. Les systèmes de capture de carbone fonctionnent. Le problème est existentiel : les producteurs d'hydrogène ne trouvent pas de clients prêts à signer les contrats à prix fixe sur dix ans nécessaires pour rendre les projets finançables, surtout lorsque ces contrats exigent le paiement de primes substantielles par rapport aux combustibles conventionnels.
Une aciérie européenne en concurrence mondiale ne peut pas absorber un coût supplémentaire d'un ou deux dollars par kilogramme sur l'hydrogène utilisé comme matière première alors que ses rivaux en Asie brûlent du gaz naturel bon marché. Les usines d'engrais sont confrontées à une problématique similaire. Cela crée un cercle vicieux : sans acheteurs à long terme, les projets ne peuvent obtenir de financement ; sans projets fonctionnels, les acheteurs ne s'engageront pas dans des chaînes d'approvisionnement non éprouvées.
La volatilité politique a accéléré le délitement. Les États-Unis ont finalisé leurs règles de crédit d'impôt pour l'hydrogène 45V en janvier 2025, offrant jusqu'à 3 dollars par kilogramme en subventions — suffisant pour rendre théoriquement l'hydrogène vert compétitif avec la production conventionnelle. Mais la législation fiscale ultérieure, soutenue par Trump, a avancé les délais de construction de 2033 à 2026 et menace de supprimer entièrement les crédits pour l'hydrogène vert, tuant de fait les projets qui prévoyaient des années de préparation avant la construction.
Les règles strictes de l'Europe concernant les RFNBO (Renewable Fuels of Non-Biological Origin), exigeant une stricte concordance temporelle et géographique entre l'énergie renouvelable et la production d'hydrogène, se sont avérées si coûteuses et complexes que les États membres font ouvertement pression pour les assouplir. Parallèlement, l'Union européenne a déjà réduit ses objectifs d'hydrogène à court terme.
Les coûts de production actuels sont éloquents : l'hydrogène gris issu du gaz naturel coûte 1,50 à 2,50 dollars par kilogramme ; l'hydrogène bleu avec capture de carbone revient à 2 à 3,50 dollars ; l'hydrogène vert par électrolyse coûte 3,50 à 6,00 dollars, et considérablement plus cher sur de nombreux marchés européens. Même avec des subventions maximales, l'hydrogène vert atteint à peine la parité des coûts avec l'hydrogène gris — et ce, uniquement dans des endroits spécifiques des États-Unis disposant d'une électricité renouvelable bon marché.
Cette dure réalité économique explique pourquoi les initiés du secteur prévoient que 80 à 90 % des projets de plusieurs gigawatts annoncés n'atteindront jamais la décision finale d'investissement. Les survivants seront probablement des installations modestes et incrémentales, liées à des clients industriels spécifiques — aciéries, raffineries, fabricants de produits chimiques — où les contrats d'achat sont authentiques et où l'infrastructure existe déjà.
Les entreprises de gaz industriels comme Linde et Air Liquide, avec leurs réseaux existants et leur approche disciplinée des retours sur investissement des projets, semblent être en bonne position pour traverser cette correction. Les fabricants d'électrolyseurs spécialisés font face à une pression existentielle à mesure que leurs carnets de commandes de plusieurs gigawatts s'évaporent.
Ce n'est pas la mort de l'hydrogène — c'est une correction de marché nécessaire qui sépare les investissements réels dans les infrastructures du battage médiatique spéculatif. L'industrie a prouvé sa faisabilité technique. Ce qui reste à prouver est de savoir si elle peut construire un modèle commercial viable avant que la patience politique et financière ne s'épuise.
Ceci n'est PAS un conseil en investissement.