France Hydrogène a réalisé une méta-analyse des scénarios technicoéconomiques sur le commerce international de l’hydrogène et ses dérivés de 2030 à 2050, à partir des rapports des institutions suivantes (par ordre alphabétique en anglais) : Deloitte, Fraunhofer CINES, Hydrogen Council, IEA, IRENA, JRC, complété par les rapports de bp, Clean Air Task Force.

Les résultats de ces modèles ont été mis en perspective avec le déploiement actuel des projets d’hydrogène dans le monde à partir des données de l’Agence internationale de l’énergie. À date, les projections des modèles technico-économiques à 2050 et le développement en cours des projets hydrogène dans le monde ne fournissent pas d’élément tangible indiquant que la compétition des importations d’hydrogène extra et intra-européennes menacerait la viabilité d’une production domestique française. Le développement d’un commerce mondial de l’hydrogène et ses produits dérivés reste très en-dessous des promesses et des attentes, toutes géographies confondues.

L’Agence internationale de l’énergie a exprimé des réserves sur le développement d’un commerce international à l’échelle d’ici la prochaine décennie, (à 2040): “Despite the strong momentum around hydrogen export announcements in the past few years, the small share of trade projects that have reached advanced planning stages demonstrates significant uncertainty around the ability to develop an export market at scale over the next decade.” (IEA (2023) Global Hydrogen Review 2023. Page 101-102). Les importations d’hydrogène à 2050 présentent des compétitivité-prix hétérogènes selon les modes de transport et les molécules considérées. La majorité des études technico-économiques référencées dans le cadre de cette note convergent sur le fait que la production domestique européenne d’hydrogène serait plus compétitive que les importations par fret maritime d’hydrogène pur liquéfié et d’ammoniac reconverti en hydrogène.

Les résultats sont moins homogènes en ce qui concerne la compétitivité des importations par gazoduc vers l’Europe. En revanche, les importations de produits dérivés (ammoniac, carburants de synthèse, méthanol, etc.) pourraient être plus compétitives que la production domestique européenne, lorsque ces produits ne sont pas reconvertis en hydrogène. Même dans les cas où les importations seraient l’option la plus compétitive à 2050, des productions domestiques européenne et française pourront coexister sur un même marché selon un ordre de mérite.

Les bassins européens de consommation d’hydrogène et ses dérivés, connectés à un réseau, pourront faire appel aux approvisionnements par ordre croissant de compétitivité-prix. Dans ce contexte, les importations permettraient de diversifier les modalités d’approvisionnement de l’économie hydrogène française et de relâcher une partie de la pression sur la disponibilité des énergies primaires et du foncier en France. Les échanges intra-européens et internationaux d’hydrogène permettraient également d’optimiser au moins en partie les prix d’achat de l’hydrogène sur le marché français pour les consommateurs finaux pour soutenir le développement des usages et d’un tissu industriel en aval de la chaîne de valeur.

Préambule

Cette note sur la compétitivité et la disponibilité des molécules importées par rapport à la production domestique européenne à 2030,2040 et 2050 a pour objectif de restituer l’état des connaissances et projections disponibles sur les points clés suivants :

• La compétitivité-prix des importations d’hydrogène et de ses dérivés par rapport à la production domestique française et européenne ;
• La disponibilité des volumes d’importations d’hydrogène et de ses dérivés en Europe ;
• Les délais de déploiement des projets d’exportation et d’importation de l’hydrogène et de ses dérivés en lien avec l’Europe ;
• Les conditions de déploiement de ces projets d’exportation et d’importation (industrielles, financières, politiques, environnementales, etc.) ; Elle s’appuie sur une méta-analyse d’études quantitatives réalisées par plusieurs organisations faisant référence dans leur domaine, dont Hydrogen Council, IRENA, le Centre de recherche commun de la Commission européenne (JRC), Deloitte ou encore l’institut de recherche allemand Fraunhofer CINES. La liste complète est disponible dans la section Méthodologie. Cette note est rédigée pour alimenter les réflexions des adhérents de France Hydrogène et des interlocuteurs de l’association sur les enjeux de l’import-export de l’hydrogène et de ses dérivés pour la filière française. Elle ne constitue pas une note de position de France Hydrogène et ne formule pas de recommandations. Ce document restitue l’avancée des travaux et les principales conclusions au 1er décembre 2023.

Des importations extra-européennes à la compétitivité-prix fragile et hétérogène selon le type de molécule et les géographies

La revue de littérature effectuée dans le cadre de cette note a permis de dégager plusieurs enseignements en matière de compétitivité-prix des importations extra[1]européennes par rapport à la production européenne. La majorité des études technico-économiques référencées dans le cadre de cette note (incluant celles de l’AIE, Deloitte, l’Hydrogen Council, l’IRENA, JRC) convergent sur le fait que la production domestique européenne d’hydrogène serait plus compétitive que les importations par fret maritime d’hydrogène pur liquéfié et d’ammoniac reconverti en hydrogène. Les résultats sont moins homogènes en ce qui concerne la compétitivité des importations par gazoduc vers l’Europe. L’Agence internationale de l’énergie, Deloitte, l’Hydrogen Council et l’IRENA estiment que ce mode transport pourrait s’avérer moins coûteux que la production en Allemagne (ou en Europe du Nord-Ouest pour l’AIE). À l’inverse, les scénarios du Centre de recherche conjoint de la Commission européenne (JRC) et de l’institut allemand Fraunhofer CINES indiquent que la production domestique européenne serait plus compétitive que de l’hydrogène importé par gazoduc, notamment s’il s’agit d’une nouvelle infrastructure à financer et amortir, et à plus forte raison si le coût de production domestique de référence n’est plus celui de l’Allemagne mais celui de l’Europe (coût moyen). En revanche, les importations de produits dérivés (ammoniac, carburants de synthèse, méthanol, etc.) pourraient être plus compétitives que la production domestique européenne, lorsque ces produits ne sont pas reconvertis en hydrogène. Mais, dans ce cas, ce différentiel de coût demeurerait mesuré, de l’ordre de 10 % à 20 % (et non de 1 à 2). Ces écarts n’apparaissent pas de nature à remettre en cause la viabilité de la production sur le sol européen, surtout si le marché fait face à une pénurie d’offre pour répondre aux obligations des directives européennes sur les énergies renouvelables.

Les résultats relatifs aux coûts d’importation d’hydrogène et de ses dérivés en Europe sont soumis à plusieurs incertitudes qui peuvent remettre en cause le différentiel de compétitivité avec la production domestique.

• Ces études s’appuient sur des hypothèses favorables au développement de projets d’exportation dans les pays émergents et en développement et n’intègrent pas les autres barrières existantes (industrielle, règlementaire, etc.). La dégradation du contexte macroéconomique, marqué depuis mi-2022 par le retour de l’inflation et la hausse des taux directeurs des banques centrales, remet en cause ces fondamentaux. Le coût moyen pondéré du capital (WACC1 ) est en général plus faible dans les pays européens que dans les pays en développement. L’inflation des coûts est plus forte dans les pays en développement que dans les pays européens.
• De plus, tous ces modèles technico-économiques n’intègrent pas l’ensemble des postes de charge des coûts d’importation vers l’Europe, tels que des primes de risques, des garanties et des frais d’assurance, des coûts additionnels de distribution, une marge additionnelle destinée à la rémunération des porteurs du projet et de leurs actionnaires. Par ailleurs, les études référencées ne prennent pas en compte le coût du « dernier kilomètre » à parcourir pour acheminer les volumes d’hydrogène et ses dérivés importés depuis un terminal d’importation jusqu’aux centres de consommation.
• Le coût actualisé de l’hydrogène (LCOH) calculé dans les rapports n’est qu’une estimation du coût facilitant la comparaison entre pays ou modes de transport, mais ne reflète pas nécessairement la réalité de chaque projet. Les postes de coûts intégrés dans le calcul du LCOH sont rarement détaillés et diffèrent selon les études. Certains coûts pourtant majeurs sont difficilement quantifiables par d’autres acteurs que les porteurs de projets eux-mêmes et spécifiques au type de projet (modes de transport, pays, commodité etc.), par exemple : les coûts d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction, de stockage sur site, de financement, de dépréciation du stack et des auxiliaires électriques et mécaniques (balance of plant) ou encore les contingences. 2 Enfin, ces modèles technico-économiques projettent des scénarios de coût et non de prix des importations. Les pays exportateurs ne vendront pas leurs molécules à prix coûtant. Les prix de marché auxquels les pays européens achèteront de l’hydrogène et ses produits dérivés s’établiront en fonction de l’équilibre entre l’offre disponible et la demande, que ce soit à travers des contrats de long terme ou des contrats au comptant. En cas de déséquilibre, un fournisseur avec des coûts de production bas pourra ainsi vendre ses molécules à des prix élevés.

Des volumes d’exportation vers l’Europe encore limités à 2030-2040

Le développement d’échanges massifs d’hydrogène et ses dérivés à l’international à l’horizon 2030 voire 2040 reste soumis à de nombreuses incertitudes. Certes, de nombreuses annonces de projets d’exportation ont été communiqués depuis 2020. Mais plus de 75 % des projets annoncés à 2030 ne sont encore que des « concepts » sur lesquels un développeur de projet communique sans savoir si le projet est faisable, selon l’AIE. À date, fin 2023, seuls trois projets d’exportation de molécules dans le monde ont atteint le stade de la décision finale d’investissement. Le projet NEOM en Arabie Saoudite, le projet Green Hydrogen and Chemicals SPC à Oman et l’usine de CF Industries à Donaldsonville aux États-Unis. Les pays d’Afrique du Nord et, dans une moindre mesure, du Moyen-Orient, seraient les mieux positionnés pour fournir d’importants volumes de molécules décarbonées au meilleur prix aux pays européens, d’après la majorité des études référencées. Mais le déploiement de projets d’exportation d’hydrogène ou ses dérivés dans ces pays comprend de nombreux défis , aussi complexes à relever que dans les pays d’Europe.

• Un premier défi porte sur le dimensionnement des projets, leurs délais de réalisation et leur complexité. Produire et exporter un million de tonnes d’hydrogène (soit un dixième des volumes d’importations du plan RePowerEU, ou la moitié des capacités de transport de l’hydrogénoduc BarMar) nécessite approximativement l’installation de 10 GW d’électrolyseurs et la construction de 20 GW d’électricité renouvelable. À titre de comparaison, le Maroc disposait en 2022 d’une capacité installée de renouvelables éolien et solaire de 2,3 GW, d’après les données du ministère de la transition énergétique et du développement durable marocain, avec l’objectif d’atteindre les 12 GW à 2030.
• Un deuxième défi, crucial, porte sur la capacité des porteurs de projets à accéder à des capitaux importants et à des taux compétitifs pour financer de tels projets. Ces conditions sont cruciales pour financer des dépenses d’investissements massives pour le surdimensionnement des capacités de génération d’énergies renouvelables et pour la production d’hydrogène par électrolyse. Des taux trop élevés peuvent briser l’équilibre économique du projet et conduire à son report voire à son annulation.
• Un troisième défi porte sur l’allocation et le partage des ressources clés pour la production et l’exportation d’hydrogène, en particulier l’eau et les électrons, face à la croissance des besoins des populations et des économies locales d’Afrique du Nord. Sans compter que le Maroc, l’Égypte ou l’Algérie auront peut-être plus intérêt à mobiliser leur production hydrogène locale pour manufacturer des biens à plus forte valeur ajoutée qu’à exporter des molécules brutes vers l’Europe.

Enfin, en-dehors de l’Afrique du Nord, l’Europe risque d’être en compétition avec le Japon et la Corée du Sud pour capter les volumes d’exportation disponibles sur le marché mondial. Idéalement placés entre les deux régions, l’Arabie saoudite et Oman pourront par exemple mettre en concurrence les acheteurs européens et asiatiques pour disposer des meilleures offres. David Edmondson, directeur général de Neom Green Hydrogen Company, a souligné en mars 2023 que la production du projet Neom pourrait être exportée ailleurs qu’en Europe si les règles sur les RFNBO apparaissent trop contraignantes.

Des défis majeurs pour développer des infrastructures d’importation pour 2030-2040

Au niveau mondial, le transport d’ammoniac (sans reconversion en hydrogène), par voie maritime, est l’option privilégiée pour 80 % des volumes d’exportation annoncés à 2040, suivi des carburants de synthèse (5 %), de l’hydrogène comprimé par gazoduc (4 %) et de l’hydrogène liquide (2 %). Cela pourrait nécessiter de tripler la flotte actuelle de transport d’ammoniac. Seuls quelques chantiers navals, concentrés au Japon, en Corée du Sud et en Chine, sont en mesure, à l’heure actuelle, de construire de nouveaux navires adaptés au transport de l’ammoniac. La conversion de navires pétroliers pour le transport d’ammoniac dépendra de la capacité à réduire le commerce de pétrole mondial, et donc la consommation.

De plus, le développement du commerce international de l’ammoniac nécessitera la construction de nouveaux ports en eaux profondes et/ou de nouveaux quais d’amarrage, en particulier dans les pays à fort potentiel d’exportation d’hydrogène qui ne disposent pas nécessairement d’infrastructures d’ammoniac disponibles en l’état. Les importations d’hydrogène par gazoduc en provenance d’Afrique du Nord constituent le mode d’approvisionnement le plus compétitif pour l’Europe. Pour que le transport par gazoduc se fasse à un coût raisonnable, il est nécessaire que le gazoduc soit dimensionné pour les plus gros volumes possibles pour bénéficier de l’effet de taille) et utilisé le plus rapidement possible à pleine capacité. À titre d’exemple, Deloitte estime que l’infrastructure gazière reliant l’Algérie à l’Italie est dimensionnée pour une capacité de transport maximale de 6,17 MtH2 par an, tandis que l’infrastructure reliant le Maroc à l’Espagne disposerait d’une capacité de 4,80 MtH2 par an. Or, à l’heure actuelle, aucun pays d’Afrique du Nord n’apparait capable de fournir de tels volumes d’ici 2030 et l’avancement des projets en cours offre peu de certitudes pour 2040.

De tels niveaux de production d’hydrogène décarboné nécessiteraient un déploiement massif de capacités de production d’énergies renouvelables à un rythme encore plus élevé que celui observé en Europe, ou d’outils de production d’hydrogène bas carbone d’origine fossile avec des taux de capture supérieure à 95 % pour espérer être compatibles avec les critères européens. De plus, hormis l’Allemagne, la demande européenne à l’autre bout du tube n’est pas encore assurée pour établir avec des pays d’Afrique du Nord des contrats de long terme, caractéristiques des modalités commerciales de vente de gaz par gazoducs. Dans ce contexte, l’Agence internationale de l’énergie doute fortement du développement d’un commerce international de l’hydrogène et de ses dérivés au cours de la prochaine décennie 2030-2040 : “Despite the strong momentum around hydrogen export announcements in the past few years, the small share of trade projects that have reached advanced planning stages demonstrates significant uncertainty around the ability to develop an export market at scale over the next decade.”.

Des projets d’échanges intra-européens plus avancés que les importations extra-européennes

Le développement d’une infrastructure de transport d’hydrogène intra-européenne apparaît plus accessible que des approvisionnements extra-européens, en raison de l’existence de zones de production et de consommation plus proches, avec des niveaux de certitude plus élevés, qui permettraient d’utiliser ces infrastructures gazières à pleine capacité à condition naturellement que ce réseau de gazoducs soit rendu disponible pour un tel marché. Au-delà de leurs usages pour l’import/export, ces projets d’interconnexion des réseaux nationaux pourront servir à flexibiliser de manière ponctuelle les équilibres offre/demande locales. Des projets en cours de conversion d’éléments du réseau de transport de gaz naturel en hydrogène en Allemagne, au Pays[1]Bas, en Belgique et en France devraient permettre de rendre les échanges intra[1]européens opérationnels dans des délais plus courts que les échanges extraeuropéens.

Des différentiels entre le potentiel de production et de consommation entre pays européens apparaissent suffisants pour soutenir le développement de projets d’import[1]export. La part des échanges intra-UE représenterait 28 % de la consommation totale à 2050 du scénario 1,5°C du JRC, le centre de recherche de la Commission européenne. Cette part atteint 37 % pour les échanges intra-européens incluant la Norvège, la Suisse et les pays des Balkans. Certains pays comme l’Espagne bénéficient d’un ensoleillement (ou d’un climat venté) compatible avec un scénario de coûts de production d’hydrogène renouvelable PV (ou éolien) très compétitifs. Au contraire, l’Allemagne est souvent prise comme exemple opposé avec des coûts de production domestique d’hydrogène renouvelable parmi les plus élevés d’Europe. La France, se situe dans la moyenne européenne en termes de coûts de production. Aucune des options d’importation intra-européenne investiguées dans l’étude du JRC ne serait aussi compétitive que la production domestique française (scénario 1,5°C, 2050).

Les flux intra-européens n’y sont pas détaillés, néanmoins il parait très probable que l’Allemagne capte une grande partie de ces flux du fait de son niveau de demande très supérieur à celui des autres pays (2 à 3 fois celle de la France à date), et parce que la production domestique allemande apparaît moins compétitive que celle de la moyenne des pays européens. L’Hexagone serait plutôt un pays de transit, ce qui lui donnerait la possibilité de mutualiser les infrastructures de la dorsale européenne pour connecter ses propres bassins de consommation et de production, avec une option de diversification de ses sources d’approvisionnements.

Des opportunités à moyen et long terme : relâcher la pression sur les capacités domestiques et les prix, stimuler les usages et les investissements dans l’aval de la chaîne de valeur

La crainte de voir l’importation de molécules rendre caduc la pertinence d’un soutien au développement de la production domestique européenne, en particulier en France (où la filière pourrait disposer d’une électricité à un prix abordable), n’apparaît pas fondée, même dans un cas de figure où l’importation serait l’option la plus compétitive en 2050. Les productions domestiques européennes, et françaises, pourront coexister sur un même marché avec des importations selon un ordre de mérite, à partir de deux facteurs : la compétitivité-prix et la disponibilité en volume.

Les projets de production de molécules les plus coûteux à développer sur le territoire pourraient être appelés lors de tensions entre l’offre et la demande pour détendre des pics de prix. De plus, il apparaît peu probable que les importations déplacent la totalité de la production domestique en raison des volumes d’échanges limités à 2040 (au vu des développements en cours) et de la profondeur des besoins en hydrogène à satisfaire pour décarboner l’économie française. Dans ce contexte, les importations permettraient de diversifier les modalités d’approvisionnement de l’économie hydrogène française et de relâcher une partie de la pression sur la disponibilité des énergies primaires et du foncier en France. Les échanges intra-européens et internationaux d’hydrogène permettront également de stabiliser et/ou réduire sur le moyen et le long terme les prix d’achat de l’hydrogène pour les consommateurs finaux, en particulier lorsque les potentiels de production domestique les plus compétitifs auront été mis en exploitation et/ou que la croissance de la demande sera supérieure à celle de l’offre.

Un accès au meilleur prix aux molécules d’hydrogène participera au développement de tout l’aval de la chaîne de valeur et d’une pluralité d’usages. Cette perspective apparaît fondamentale à la pérennité et l’accélération des efforts de réindustrialisation de l’économie française, à travers les investissements dans des sites de fabrication de piles à combustibles, de réservoirs à hydrogène, de stations de distribution et de véhicules hydrogène. Les infrastructures de transport et de stockage étant des investissements lourds et à cycle long, leur planification nécessite d’être anticipée dès cette décennie et en parallèle du déploiement et de la massification en cours de la production domestique.