En Nouvelle-Aquitaine, les acteurs politiques — Région en tête — et économiques croient fermement à l’hydrogène. Pour preuve, des permis de recherches ont encore été accordés sur le territoire ; le projet de pipeline HySow se poursuit dans les Pyrénées-Atlantiques ; des unités de production d’hydrogène vert se multiplient pour décarboner des sites industriels ou des carburants. Des entreprises jouent la carte des technologies innovantes (comme les girondins CMP Composites pour du stockage d'hydrogène liquide, ou Cap Ingelec qui expérimente le procédé de production à partir de biomasse). Ce sont des milliards d’euros investis. Pourtant, ailleurs en France et en Europe des voix s’élèvent criant à la désillusion, arguant un manque flagrant de maturité du marché, des coûts de revient des technologies colossaux, qui viendraient à bout des velléités de gros acteurs. Qu’en est-il ? Les industriels régionaux ont-ils raison d’investir encore ? Pour quels débouchés ? À quelles échéances ?
Hydrogène vert, bleu, blanc, de quoi parle-t-on ?
D’abord, de quoi parle-t-on ? L’hydrogène est une molécule largement présente sur Terre mais difficile à capter. Si l’hydrogène existe sous forme naturelle dans le sous-sol (hydrogène blanc), il n’est pas encore exploité en tant que tel. Même la France dispose de gisements notamment dans l’Est (plus gros gisement mondial) et en Nouvelle-Aquitaine (lire par ailleurs).
L’hydrogène utilisé aujourd’hui — dit "gris" — nécessite des procédés de production issus d’énergies fossiles (pétrole, charbon, gaz naturel). Environ 800 000 tonnes sont produites et consommées chaque année en France, principalement en cassant des molécules de méthane (CH4) par vaporeformage. Ce process bon marché génère, pour 1 kg d’hydrogène (H2) produit, 10 à 13 kg de CO2. Dans l’industrie, il sert principalement au raffinage des produits pétroliers, à fabriquer de l’ammoniac destiné aux engrais, du chlore, et à la sidérurgie. Les projections prédisent une hausse de sa consommation et une diversification des marchés. L’enjeu est donc de produire de l’hydrogène plus vertueux.
Certains pays, notamment le Royaume-Uni optent pour l’hydrogène bleu, produit par vaporeformage avec captation du CO2. S’il est obtenu par électrolyse de l’eau (électricité + eau), il sera dit rose si l’électricité est nucléaire, jaune si elle est issue du mix énergétique français, et "vert" si elle provient d’énergies renouvelables, avec un seuil de 3,38 kg de CO2 par kg d’hydrogène (norme européenne). C’est lui que l’État et les industriels français veulent produire et consommer. Inconvénient : le process nécessite beaucoup d’électricité avec un rendement bas (environ 60 %) et un coût environ quatre fois plus élevé in fine pour de l’hydrogène vert comparé à du gris.
Une nouvelle feuille de route nationale moins ambitieuse
En avril, le gouvernement a mis à jour sa stratégie nationale. Une révision attendue depuis la première feuille de route de 2020, qui revoit à la baisse les ambitions nationales. L’objectif de production d’hydrogène vert à horizon 2030 passe de 6,5 à 4,5 GW et d’ici 2035 de 10 à 8 GW. En cause : le "déploiement de marché moins rapide qu’attendu", reconnaît le gouvernement, en raison notamment d’un "coût de production qui reste élevé". L’État préconise "d’accorder encore du temps à la filière pour mettre sur le marché des électrolyseurs fiabilisés avec des rendements performants et des coûts mieux maîtrisés".
"Si on ne prend pas un certain niveau de risque maintenant, nous serons en retard. Les infrastructures ne se construisent pas en un an."
Loin d’y voir un mauvais signal, Thomas Ferenc, coordinateur régional hydrogène et biogaz à l’Ademe Nouvelle-Aquitaine, qualifie cette nouvelle feuille de route de "plus réaliste. Aujourd’hui, nous sommes sur une production par électrolyse d’une centaine de mégawatts. L’enjeu n’est pas de savoir si on vise 4 500 ou 6 500. Cette actualisation sert à réaffirmer les usages prioritaires."
Pour quels usages, quels marchés ?
"Il y a trois ou quatre ans, certains pensaient que l’hydrogène vert servirait au chauffage des particuliers, non", raconte Thomas Ferenc. Ce que la stratégie nationale préconise, c’est prioritairement — comme en 2020 — de contribuer à décarboner les industries, notamment des secteurs gros consommateurs.
Priorité n° 2 : les mobilités lourdes et intensives, autrement dit l’aérien, le maritime, et une partie des transports terrestres, en excluant les véhicules des particuliers. "Pour les véhicules des particuliers, le rendement ne rend pas l’hydrogène compétitif par rapport à l’électrique (60 % vs 85 %), appuie Thomas Ferenc. En revanche, compte tenu des kilométrages limités par les batteries — autonomie et temps de charge -, il redevient intéressant pour les usages intensifs et la mobilité lourde (camions qui effectuent plus de 600 km par jour, bus à partir de 250 km par jour, bennes ménagères, taxis…), même si aujourd’hui un véhicule lourd à hydrogène coûte trois à quatre fois un diesel, et deux à trois fois un électrique."
Pour la méthode, l’État encourage le développement de hubs. "On va diviser l’impact carbone par trois en localisant les électrolyseurs au plus près des usages pour gagner en production et en transport", défend Thomas Ferenc, vantant le maillage du territoire par des projets à petite échelle.
Pourquoi certains ont jeté l’éponge
C’est, à l’inverse, de penser trop grand qui aurait conduit des poids lourds à s’arrêter en cours de route. Pour être viables, les plans majeurs impliquent un marché mature qui n’est pas encore là. BP a ainsi officiellement annulé début mars 2025 le projet HyGreen Teesside, qui devait devenir l’un des plus grands sites de production d’hydrogène vert au Royaume-Uni. Fin 2024, c’est Shell qui a mis fin à son projet d’hydrogène bleu en Norvège. Le groupe arguait l’absence de demande et les coûts élevés associés au développement de la technologie. Quelques semaines plus tôt, c’est le norvégien Equinor qui renonçait à ses plans d’exportation d’hydrogène bleu vers l’Allemagne en raison de coûts excessifs (plusieurs milliards d’euros) et d’un manque d’engagements des acheteurs européens. Le projet devait s’appuyer sur un pipeline offshore reliant la Norvège à l’Allemagne pour alimenter des centrales électriques. L’isérois McPhy a aussi abandonné un important projet de centrale de 24 MW en Europe une semaine seulement après l’avoir dévoilé, en octobre 2024.
Plus récemment, l’entreprise nantaise Lhyfe a annoncé mi avril 2025 abandonner son projet de production d’hydrogène dans les Vosges.
Rétropédaler n’est pas renoncer
Pour autant, ces rétropédalages n’impliquent pas des renoncements. La plupart de ces acteurs restent engagés dans le développement de l’hydrogène, autant que la France maintient son budget de 9 milliards d’euros entre 2020 et 2030. BP se concentre davantage sur la technologie de l’hydrogène bleu, l’Allemagne maintient son objectif de démarrer la production d’électricité à partir d’hydrogène d’ici 2030 et Lhyfe mène de front de multiples projets similaires, comme celui d’une usine de production en Normandie pour décarboner la zone industrialo-portuaire du Havre pour lequel il vient d’obtenir une subvention record de 149 millions d’euros.
"C’est normal que des projets soient abandonnés, analyse pour sa part Hind Lammari, directrice de la Business Unit hydrogène de l’opérateur gazier palois Teréga. L’éolien et le solaire ont aussi connu une euphorie et un dégonflement avant d’atteindre un niveau de maturation. Les projets les plus résilients seront restés."
"Nous sommes au tout début de l’histoire", renchérit Thomas Ferenc, et la Nouvelle-Aquitaine n’a vraiment pas envie de rater le train.
Un futur pilier du développement industriel de la région
En 2022, la Région a mené une étude pour évaluer le potentiel de déploiement à l’horizon 2030 d’une infrastructure hydrogène (production et avitaillement) dédiée à la mobilité lourde sur ses terres. Pour elle, "la filière hydrogène est un futur pilier du développement économique et industriel et de la transition énergétique et écologique en Nouvelle-Aquitaine".
"Nous avons des atouts dans le Sud Ouest, estime pour sa part Hind Lammari. Dès 2030, nous pourrions être exportateurs net d’hydrogène vert grâce à la production locale et aux importations." La directrice table sur une production d’environ 400 kt en Nouvelle-Aquitaine et Occitanie à horizon 2030, ainsi que des importations autour de 270 kt par le port de Bordeaux et Port-la-Nouvelle (qui abritera Hyd’Occ la plus grosse unité de production d’hydrogène en France, et un terminal flottant d’importation).
Les plus gros projets flèchent l’e-saf
Les plus gros investissements concernent l’e-saf, destiné à l’aviation et plébiscité tant par la nouvelle feuille de route nationale que par une directive européenne qui contraint à verdir une part du kérozène à partir de 2030. En Nouvelle-Aquitaine, le parisien Verso Energy prévoit deux usines, dans les Landes sur le site de Ryam chiffrée à 1,4 milliard d’euros et en Haute-Vienne chez le papetier Sylvamo (2,2 Md€). Sur le bassin de Lacq (Pyrénées-Atlantiques), le projet BioTJet, porté notamment par le lyonnais Elyse Energy, doit produire du biokérozène moyennant un investissement de 1 milliard d’euros. L’aéroport de Bordeaux est déjà sur les rangs pour en bénéficier et contribuer à structurer la filière.
Pour le secteur maritime, entre autres, c’est la start-up rochelaise Genevos qui s'active, s'impliquant dans un réseau mondial de stations de ravitaillement pour les bateaux. Hydrogène de France aussi vise le maritime, à côté de ses centrales électriques. Implantée à Blanquefort, elle fabrique des piles à combustible hydrogène de forte puissance et vient de mettre en service une zone de tests.
De l’ammoniac issu d’hydrogène vert en Gironde
Autre projet d’ampleur, l’usine électrochimique GH2 à Ambès (Gironde), sur un site appartenant au Port de Bordeaux. Moyennant 250 millions d’euros d’investissement — soutenue par l’État et la Région — l’électrolyse doit produire 300 MW d’hydrogène valorisé sur site en ammoniac, avec une mise en service espérée en 2028. GH2 souhaite réduire de moitié les importations d’ammoniac en France.
Mailler le territoire de multiples écosystèmes
Depuis 2018, 30 millions d’euros ont été financés par l’Ademe NA pour soutenir sept écosystèmes qui sont en train de se déployer. Parmi eux, Luzo à La Rochelle (Charente-Maritime) expérimente déjà deux stations de recharge pour les transports terrestres et des triporteurs pour le dernier kilomètre, Lhymo à Limoges (Haute-Vienne) doit alimenter des transports publics l’an prochain, Mahyage doit proposer trois stations de recharge pour 33 poids lourds sur l’A10, à l’image de celle que le creusois Picoty a inauguré en Vendée en 2023.
L’agglomération de Bordeaux s’apprête à accueillir des taxis bleus du parisien Hype à partir de 2027, qui pourront déjà se recharger dans la station pilote du nantais Madic en Gironde. Pau exploite via Febus huit bus à hydrogène depuis 2020. "C’est une petite échelle mais unique en France en termes de recul. Cela fonctionne, mais c’est perfectible. Seul un maillage plus conséquent d'infrastructures de production permettra l'avitaillement et la mutualisation d'H2 renouvelable ou bas carbone en cas de pannes", explique le coordinateur de l’Ademe.
"On va diviser l’impact carbone par trois, en localisant les électrolyseurs au plus près des usages pour gagner en production et en transport."
En Charente, le projet H2Charente prévoit pour 2026 de produire de l’hydrogène sur le site de Lafarge à La Couronne à partir des panneaux solaires installés sur place. Un investissement de 15 millions d’euros qui vise les poids lourds, transports publics et autres bennes à ordures du Grand Angoulême et du Grand Cognac.
Un exemple industriel remarquable
Côté industriel, l’exemple de l’acteur francilien de chimie verte Biosynthis (12 M€ de CA) est remarquable. Il produit déjà son propre hydrogène vert dans son usine de Dissay (Vienne) où il fabrique des ingrédients destinés aux cosmétiques et produits d’hygiène. C’est un modèle du genre qui vise un fonctionnement 100 % hydrogène vert, et doit expérimenter à partir de cette année, en partenariat avec l’Ademe, l’utilisation de l’énergie marine pour alimenter l’électrolyseur. Objectif : rendre le procédé encore plus vertueux et diviser sa facture par 10.
HySow, le pipeline dans le Sud-Ouest
En parallèle des écosystèmes locaux, un vaste projet de pipeline se dessine en Europe. De la péninsule ibérique au nord de l'Europe, la dorsale H2med doit desservir les principaux bassins industriels. "On cherche à rapprocher les potentielles grosses productions peu coûteuses — grâce à un ensoleillement élevé — des grosses industries", résume Thomas Ferenc. "On n’est plus à l’échelle des écosystèmes locaux, et le transport routier pour de telles quantités n’est pas envisageable."
Les opérateurs gaziers européens planchent donc sur la question, eux qui ont aussi tout intérêt à maîtriser le rétrofit de leurs réseaux. Dans le Sud-Ouest, Teréga (494 M€ de CA en 2023, 650 collaborateurs) porte à lui seul les tronçons occitan et néoaquitain dans le projet HySow (1 Md€ d’investissement), faute d’avoir encore été reconnu Projet d’intérêt commun. "Si on ne prend pas un certain niveau de risque maintenant, nous serons en retard, justifie Hind Lammari, directrice de la Business Unit Hydrogène de Teréga. Les infrastructures ne se construisent pas en un an." L’ETI basée à Pau prévoit 650 km de tuyaux dont 30 % en rétrofit, pour transporter les flux Est-Ouest et Nord-Sud, transitant par Bayonne, Dax, Lacq, Toulouse, Bordeaux, Port-la-Nouvelle. Son appel à manifestation d’intérêt lancé en 2023 avait rassemblé 61 projets/besoins recensés, confortant Teréga dans son plan.
HySow sera relié à l’Espagne via les Pyrénées en 2040. "À cet horizon, les capacités de production depuis les péninsules auront augmenté et les capacités d’acheminement par BarMar (la canalisation sous-marine prévue entre Barcelone et Marseille censée transporter 2 millions de tonnes par an) seront insuffisantes", prédit Hind Lammari, qui table aussi sur une baisse de l’usage du gaz actuel rendant disponible plus de canalisations pour le rétrofit.
Le protocole pour le rétrofit est en cours et les premiers tests sont concluants en Gironde.
Une cavité saline unique pour le stockage
HySow comprend aussi un volet stockage capital (500 M€ d’investissement). "L’hydrogène se stocke dans des cavités de sel. Il existe environ 2 000 stockages pour le gaz naturel dans le monde et actuellement trois cavités pour l’hydrogène aux États-Unis et une au Royaume-Uni. Nous avons identifié, près de Dax, un potentiel de création de cavité saline, explique Hind Lammari. C’est une brique essentielle pour apporter de la flexibilité au réseau et sécuriser l'approvisionnement des industriels. A terme, le stockage souterrain d'hydrogène est la seule solution capable de conjuguer volume, durée et compétitivité, bien au-delà de ce que permettent les autres types de stockages telles que les batteries."
Teréga a aussi les yeux rivés sur le potentiel hydrogène blanc, qui, s’il venait effectivement à être exploité à grande échelle, nécessiterait des infrastructures de transport.
Hydrogène naturel : déjà trois permis d’explorer le sol néoaquitain
Outre ses dispositions naturelles au stockage, la géologie néoaquitaine serait aussi propice à des gisements d’hydrogène naturel. Un programme d’évaluation des possibilités de stockage et d’exploitation a déjà été lancé — H2NA — associant la Région, le BRGM (Bureau de recherches géologiques et minières), des entreprises et l’université de Pau. "Mais on ne sait pas encore en quelle quantité il est présent, ni sa qualité", tempère Thomas Ferenc. Il met aussi en garde sur la technologie d’extraction à développer, son coût, ses potentiels impacts. Néanmoins, et même si l’horizon est plus lointain, "l’hydrogène natif a des promesses" reconnaît le spécialiste.
Deux permis exclusifs de recherche (PER) ont été délivrés début avril 2025 à 45-8 Energy, exploitant d’hélium et d’hydrogène naturel en Moselle, et à Storengy, filiale d’Engie. Octroyés pour cinq ans, ils concernent pour l’un 691 km2 dans Landes, et pour l’autre 266 km2 dans les Pyrénées-Atlantiques.
Ces permis sont les deuxième et troisième accordés dans la région, après "Sauve Terre H2" dans le Béarn en décembre 2023, le premier de France. C’est l’entreprise paloise TBH2 Aquitaine, créée en 2022 et détenue par Terrensis, une start-up à peine plus ancienne basée à Strasbourg — qui l’a décroché pour cinq ans, l’autorisant à forer un site d’environ 255 km2 au sud d’Orthez.
D'ici là le marché de l'hydrogène et les technologies auront forcément progressé. Quelles que soient les projections, "la mixité énergétique est nécessaire ; l'hydrogène aura sa place dans les secteurs les plus carbonés", conclut Hind Lammari.
