L’hydrogène propre peine à attirer les financeurs face aux incertitudes de demande et de politique

L’hydrogène bas carbone reste confronté à des obstacles financiers majeurs malgré son rôle potentiel dans la décarbonation industrielle. Selon une analyse publiée par l’Oxford Institute for Energy Studies (OIES) et ING, le risque lié à la demande et aux politiques publiques constitue le principal frein à l’obtention de financements. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a revu à la baisse ses prévisions d’offre d’hydrogène bas carbone à environ 37 millions de tonnes d’ici 2030, contre une estimation initiale de 150 millions de tonnes nécessaires pour atteindre les objectifs de neutralité carbone. Cette révision reflète les annulations de projets, les défis de coûts et les incertitudes réglementaires qui freinent le développement du secteur.

Des contrats d’achat insuffisants

L’étude souligne que 94 % de la capacité mondiale de projets hydrogène propre ne dispose d’aucun acheteur identifié. Parmi les 6 % restants, seuls 13 % des volumes bénéficient d’accords d’achat contraignants, selon les données de BloombergNEF citées dans le rapport. Les autres engagements se répartissent entre des protocoles d’entente (29 %), des accords précontractuels (15 %), de l’autoconsommation (23 %) et des arrangements non spécifiés (20 %). Cette absence de revenus contractualisés complique l’accès au financement de projet classique, qui repose sur la prévisibilité des flux de trésorerie.

Les prêteurs exigent généralement des contrats de type « take-or-pay » d’une durée supérieure à dix ans avec des contreparties de qualité investment grade. Ces clauses obligent l’acheteur à payer une quantité minimale contractuelle, indépendamment de l’enlèvement physique. Ce mécanisme, hérité des marchés du gaz naturel liquéfié (GNL), découple les revenus du projet des fluctuations de demande à court terme. L’étude précise que certains projets européens ont atteint la décision finale d’investissement avec des contrats de cinq à sept ans, mais avec une contribution en fonds propres plus élevée, de l’ordre de 50 %.

Un écart de coût persistant avec les combustibles fossiles

Le coût de production de l’hydrogène renouvelable demeure significativement supérieur à celui de l’hydrogène conventionnel ou des équivalents fossiles directs. Cet écart résulte de plusieurs facteurs interdépendants : le prix relativement élevé de l’électricité renouvelable, le stade naissant de la fabrication d’électrolyseurs et l’absence d’infrastructures établies pour la production et la distribution à grande échelle. L’étude note que si les coûts de l’énergie solaire et éolienne ont diminué de manière significative, le coût actualisé de l’hydrogène vert a décliné plus lentement.

Le projet NEOM Green Hydrogen en Arabie saoudite illustre les conditions requises pour atteindre la clôture financière. Avec un investissement de 8,4 milliards de dollars, ce projet a bénéficié d’un contrat d’achat de 30 ans à prix fixe conclu avec Air Products, indique l’étude. Cette structure a permis de transférer le risque de prix vers l’acheteur, rendant le financement accessible aux banques commerciales. L’étude précise néanmoins que NEOM constitue un cas atypique, bénéficiant d’un soutien souverain exceptionnel, d’une planification intégrée et d’un positionnement stratégique particulier.

Le rôle déterminant des politiques publiques

L’incertitude réglementaire constitue le deuxième facteur de risque identifié par les financeurs interrogés. Le secteur de l’hydrogène demeure soumis à une mosaïque de réglementations, de normes et d’exigences de certification variant considérablement entre pays et même au sein des régions. Les définitions divergentes de l’hydrogène « vert » illustrent cette fragmentation. L’Union européenne impose des exigences détaillées d’« additionnalité » et de « correspondance temporelle » de l’électricité renouvelable, tandis que les États-Unis privilégient des crédits d’impôt basés sur la production.

L’étude mentionne l’annulation du projet d’Air Products à Massena, dans l’État de New York, après qu’un changement réglementaire a rendu son approvisionnement hydroélectrique inéligible aux crédits d’impôt américains pour l’hydrogène propre. Ce projet de 35 tonnes par jour était pourtant pleinement développé. ArcelorMittal a également reporté la conversion de deux aciéries allemandes à l’hydrogène, invoquant des « conditions réglementaires incertaines ». L’Australian Asian Renewable Energy Hub a subi un revers majeur après le retrait de BP, son principal partenaire, à la suite de modifications des réglementations environnementales et de changements de leadership politique.

Les mécanismes de soutien public

Les mécanismes de type contrat pour différence (CfD) apparaissent comme les instruments de soutien les plus efficaces, selon les auteurs. Ces contrats garantissent un « prix d’exercice » fixe et versent ou reçoivent la différence par rapport à un prix de référence de marché, stabilisant ainsi les flux de trésorerie. Le modèle britannique de Low Carbon Hydrogen Agreement comble l’écart entre le coût de production et le prix de vente de l’hydrogène, avec un plancher indexé sur le prix du gaz naturel. Ce dispositif offre aux prêteurs une visibilité sur les revenus permettant de dimensionner la dette sur la base du prix garanti.

L’étude compare l’efficacité des différents mécanismes de soutien. Les crédits d’impôt et les subventions d’investissement peuvent être utiles mais se révèlent moins efficaces pour les projets hydrogène en phase initiale car ils ne couvrent pas le risque de prix de marché ni ne sécurisent suffisamment la position des acheteurs. Les premières allocations de la Banque européenne de l’hydrogène, qui fournissent des subventions sous forme de primes fixes par kilogramme produit, ont vu plusieurs projets restituer leur allocation faute de pouvoir abaisser suffisamment le prix de vente pour attirer des acheteurs.

Le financement mixte comme levier de mobilisation

Les structures de financement mixte combinent ressources publiques et privées pour atténuer les risques et améliorer la bancabilité des investissements. Ces arrangements allouent un capital de premier rang ou concessionnel provenant de gouvernements, de banques de développement ou de fonds climatiques, protégeant ainsi les investisseurs commerciaux contre les risques de phase initiale. Le projet Hydrogen Energy Supply Chain (HESC) entre l’Australie et le Japon a obtenu des financements des gouvernements australien, victorien et japonais aux côtés de partenaires industriels comme Kawasaki Heavy Industries. Ce capital public concessionnel a absorbé le risque de première perte, rendant le projet acceptable pour l’investissement privé en phase pilote.

Les partenariats public-privé (PPP) permettent également de débloquer des capitaux significatifs en combinant financement public et expertise du secteur privé. Le mécanisme « Auctions-as-a-Service » de la Banque européenne de l’hydrogène permet aux gouvernements nationaux de cofinancer des projets via une plateforme européenne unifiée, réduisant ainsi les risques pour les développeurs privés grâce à des subventions sous forme de primes fixes. Les agences de crédit à l’exportation jouent également un rôle dans les projets visant les marchés internationaux, en garantissant les risques souverains et de contrepartie.

Une coordination indispensable sur la chaîne de valeur

L’étude identifie également le risque de « projet sur projet », lorsque la production dépend d’infrastructures de transport ou de stockage gérées par des entités distinctes. Les retards ou défaillances dans ces projets interdépendants peuvent entraver la mise en service et l’exploitation d’une usine d’hydrogène. Le European Hydrogen Backbone, réseau transfrontalier de 53 000 km de pipelines, nécessite une coordination sans précédent entre des dizaines d’opérateurs et de régulateurs. Tout retard sur un tronçon risquerait de bloquer les actifs de production connectés, précise le rapport.

Le projet H2Med, gazoduc reliant le Portugal, l’Espagne et la France, devrait s’appuyer sur des engagements de réservation de capacité des expéditeurs pour soutenir son investissement estimé à 2,5 milliards d’euros, selon le modèle de financement des grands gazoducs. La stratégie japonaise d’importation d’hydrogène rencontre des difficultés pour synchroniser le développement des installations de liquéfaction dans les pays exportateurs avec les terminaux de réception et les réseaux de distribution au Japon, créant des risques de coordination qui retardent les décisions finales d’investissement.

Des risques technologiques en voie de maturation

De nombreuses technologies de production, stockage et utilisation de l’hydrogène demeurent aux premiers stades de déploiement commercial. L’électrolyseur PEM de 10 MW Refhyne à la raffinerie Rheinland de Shell génère des données opérationnelles précieuses sur l’efficacité, les cycles de maintenance et les défis d’intégration. Le projet H2Future en Autriche, un électrolyseur PEM de 6 MW à l’aciérie de Voestalpine à Linz, continue de fonctionner comme installation de démonstration, illustrant l’approche prudente des financeurs face à un historique industriel limité.

Les prêteurs exigent généralement un niveau de maturité technologique minimal, un historique vérifiable pour la technologie spécifique, des garanties de performance robustes des fabricants et le respect des normes techniques émergentes. En pratique, les labels formels de maturité technologique comptent souvent moins que les preuves de déploiement commercial à grande échelle : le nombre et la taille des installations de référence en exploitation, la capacité installée en mégawatts, les heures de fonctionnement cumulées et un historique éprouvé de flotte.

Les enseignements des projets aboutis et abandonnés

Les projets ayant atteint la décision finale d’investissement partagent plusieurs caractéristiques communes, selon l’analyse : un soutien politique stable, des accords d’achat solides et une intégration de la chaîne de valeur dès la conception. L’initiative allemande HySCALE démontre comment la colocalisation de la production d’hydrogène avec des acheteurs industriels dans des parcs chimiques réduit les coûts d’infrastructure et atténue les risques de transport. Stegra, anciennement H2 Green Steel, a sécurisé des préventes d’acier vert auprès de constructeurs automobiles avant de finaliser le financement de son installation de production d’hydrogène.

À l’inverse, les projets qui ont échoué souffrent généralement d’ambiguïté politique, d’incohérence réglementaire ou de coordination défaillante le long de la chaîne de valeur. L’absence de mécanismes robustes de création de demande, incluant des mandats d’incorporation, une tarification du carbone ou des programmes d’achats publics verts, laisse les promoteurs face à des risques de prix et de volume ingérables qui dissuadent les financeurs.

L’écart de coût persistant avec les combustibles fossiles rend ces conditions difficilement contournables pour mobiliser des capitaux privés à grande échelle. L’étude conclut que le défi de bancabilité de l’hydrogène n’est pas insurmontable mais transitionnel, reflétant un secteur passant de l’aspiration à l’institutionnalisation. Les projets combinant cadres d’achat crédibles, politique cohérente et financement innovant mais discipliné définiront le rythme de cette transition.