En 2023, les pétromonarchies du Golfe annonçaient des plans d’export d’hydrogène bas-carbone dotés de montants significatifs. Deux ans plus tard, de nombreux projets restaient annoncés mais leur exécution était ralentie par le manque d’acheteurs sécurisés, les incertitudes réglementaires et les besoins d’infrastructure. Les contraintes de coût, de financement et d’infrastructure ont conduit les producteurs à combiner des stratégies d’usages locaux, d’infrastructures communes et, pour certains projets, d’exportation.

L’essentiel

  • L’hydrogène bas-carbone n’est pas un gaz naturel liquéfié : ses coûts de transport et d’infrastructure imposent des défis de compétitivité face à l’usage industriel domestique et aux débouchés régionaux.
  • Fin 2025, le rapport MENA Energy Outlook 2026 recense 127 projets hydrogène actifs dans la région MENA, avec une dynamique d’investissement régional continue.
  • Les développeurs et gouvernements se tournent davantage vers des infrastructures communes et des débouchés industriels régionaux, tandis que les ambitions de production restent largement inchangées.
  • Les États membres de l’UE qui ont construit leurs plans d’approvisionnement sur des imports d’hydrogène à horizon 2030-2035 doivent réviser leurs hypothèses de base.
  • La question posée par ce rééquilibrage dépasse le Moyen-Orient : quand une énergie bas-carbone devient compétitive, les régions qui la produisent optimisent pour leur propre transformation industrielle avant d’alimenter les marchés d’export.

Le GNL a mis quarante ans à devenir un marché mondial

L’hydrogène ne suit pas la même trajectoire que le gaz naturel liquéfié, car la logique du GNL repose sur une chaîne linéaire : liquéfaction, transport par méthanier, regazéification. Chaque étape est standardisée, les coûts sont connus et les contrats à long terme ont pu s’appuyer sur des certitudes tarifaires.

L’hydrogène résiste à cette linéarité. Produit sous forme gazeuse, il doit être converti pour voyager : en ammoniac, en hydrogène liquide cryogénique, en LOHC (liquid organic hydrogen carriers). Les coûts de conversion et de reconversion dépendent du vecteur et de son usage final ; ils ne s’appliquent pas à chaque chaîne d’approvisionnement. La chaîne se multiplie par le nombre de transformations. Les sources consultées relèvent un écart significatif entre projections initiales et coûts réalisés, qui complique la viabilité de nombreux modèles d’affaires fondés sur l’export.

Le GNL a également bénéficié d’une infrastructure portuaire déjà partiellement adaptée au commerce maritime de grande échelle. L’hydrogène pur exige encore de nombreuses infrastructures nouvelles, mais il ne repart pas de zéro pour tous les vecteurs et équipements portuaires. Ce coût, techniquement surmontable, a souvent été sous-estimé dans plusieurs projections initiales.

84 projets, un seul débouché rentable

Les chiffres de croissance restent impressionnants. Selon le MENA Energy Outlook 2026, la région MENA compte 127 projets hydrogène actifs, traduisant une dynamique d’investissement continue. Le dynamisme réel de l’investissement régional ne fait aucun doute, c’est sa direction qui a changé.

Dès 2023, plusieurs pays du Moyen-Orient positionnaient leurs projets hydrogène vers des débouchés d’export. NEOM prévoyait d’exporter de l’ammoniac vert vers les marchés internationaux, avec reconversion en hydrogène par l’acheteur. Les Émirats signaient des protocoles d’accord avec des acheteurs japonais et sud-coréens. Oman avançait des projets de hubs d’export. Les annonces s’enchaînaient, les montants se cumulaient.

Le rapport MENA Energy Outlook 2026 décrit une consolidation du marché et des difficultés d’exécution. Les débouchés identifiés comprennent l’ammoniaque, les carburants de synthèse, la sidérurgie et la chimie, qui peuvent être utilisés localement ou échangés internationalement. L’ammoniaque, les produits sidérurgiques et les carburants dérivés peuvent être utilisés localement ou échangés ; ces chaînes permettent une optimisation régionale des flux.

Le clustering industriel qui émerge constitue une adaptation aux coûts réels. Les producteurs envisagent l’export d’hydrogène et de dérivés, bien que les projets soient freinés par les coûts et les infrastructures. Cette distinction est considérable.

L’Europe a construit ses plans sur une hypothèse qui s’efface

Les stratégies énergétiques européennes des années 2022-2024 reposaient sur un postulat : l’hydrogène importé, principalement depuis l’Afrique du Nord et le Moyen-Orient, fournirait une part significative des besoins à horizon 2030-2035, avec un objectif de 10 Mt d’importations annuelles. La Commission européenne, plusieurs États membres et leurs agences nationales ont intégré cet approvisionnement dans leurs plans de décarbonation de l’acier, de la chimie et du transport maritime.

Ces projections n’étaient pas irrationnelles en 2022. Elles reposaient sur des protocoles d’accord réels, des engagements politiques bilatéraux et des modèles de coûts dont les réalités logistiques n’étaient pas pleinement mesurées. Les sources consultées montrent un écart entre hypothèses initiales et coûts réels qui complique les modèles d’approvisionnement.

Les coûts complets d’importation peuvent pénaliser la compétitivité dans certains cas, mais les importations peuvent aussi être compétitives selon l’origine, la distance, le vecteur et les prix de l’électricité. Les secteurs concernés font face à un risque de surcoût et de compétitivité qui dépend des prix, du carbone, des aides publiques et des contrats d’approvisionnement.

Cette situation n’est pas sans précédent. Comme pour le nucléaire, dont les coûts réels dépassent systématiquement les projections initiales dans les pays qui le relancent sans gouvernance robuste, les technologies bas-carbone produisent des écarts de coûts significatifs entre modèles et déploiement. La différence est que pour l’hydrogène importé, l’écart de coûts affecte surtout les acheteurs.

La logique de l’ammoniaque sur les marchés d’énergie propre

L’export d’ammoniaque mérite une attention particulière. L’ammoniaque est le principal vecteur d’hydrogène disposant déjà d’une infrastructure commerciale internationale dédiée. L’ammoniaque voyage depuis des décennies : les navires sont conçus, les terminaux existent, les prix sont connus. Sa conversion en engrais est directe. Sa reconversion en hydrogène à destination reste techniquement faisable, bien que coûteuse.

Le Moyen-Orient exporte déjà de l’ammoniaque conventionnel. Le pivot vers l’ammoniaque vert, produit à partir d’hydrogène renouvelable, s’inscrit dans une continuité logistique. Le Japon, qui s’engage dans des projets liés à l’ammoniaque vert et à la transition énergétique, parie sur cette continuité logistique.

Ce qui se profile ressemble moins au GNL qu’aux marchés de matières premières agricoles : des volumes standardisables, des corridors établis, une demande mondiale structurelle, et des prix qui varient selon les cycles d’investissement dans les capacités de production. Le marché et une grande partie des infrastructures de l’hydrogène pur restent à développer, mais certaines infrastructures existantes peuvent être reconverties.

Cette bifurcation entre l’ammoniaque, vecteur qui trouve ses marchés, et l’hydrogène pur, vecteur qui peine à sortir des frontières nationales, constitue un enseignement majeur de la période 2023-2025. Des planificateurs européens qui avaient misé sur l’hydrogène pur importé à grande échelle ont dû réviser leurs hypothèses. Les acteurs qui avaient anticipé l’ammoniaque et les fertilisants verts sont mieux positionnés.

La production domestique européenne, seule alternative crédible à court terme

Face à ce réajustement, la réponse logique pour les industriels européens est de relocaliser la production. L’hydrogène produit en Europe, à partir d’électricité renouvelable ou nucléaire, évite les coûts de transport et les aléas de la chaîne logistique. Son coût de production reste aujourd’hui supérieur à l’hydrogène fossile, mais l’écart se réduit à mesure que les capacités renouvelables s’étendent.

L’Espagne et le Portugal, avec leur solaire abondant, sont devenus des cibles d’investissement pour la production d’hydrogène vert destiné au marché européen continental. La France mise sur l’électricité nucléaire pour produire de l’hydrogène bas-carbone à coût prévisible. L’Allemagne, qui avait construit sa stratégie sur les imports, se retrouve à accélérer ses propres projets d’électrolyse.

Cette recomposition n’est pas sans lien avec la dynamique des énergies renouvelables en général. Les régions à ressource bas-carbone abondante et peu coûteuse peuvent développer à la fois une transformation industrielle locale et des projets d’exportation, selon les conditions économiques et les débouchés disponibles. L’hydroélectricité suit une logique similaire : les pays qui en disposent l’utilisent pour attirer des industries électrointensives plutôt que pour exporter des électrons au-delà de leurs frontières.

L’Europe combine production domestique, importations, infrastructures et mécanismes de soutien. REPowerEU fixe des objectifs hydrogène et implique des besoins d’investissement de plusieurs centaines de milliards d’euros pour atteindre les objectifs de production intérieure.

Vers quel marché mondial l’hydrogène converge-t-il à horizon 2035

La question que pose le pivot du Moyen-Orient va au-delà du court terme. Elle oblige à reformuler l’hypothèse de départ des stratégies climatiques des pays importateurs : l’hydrogène bas-carbone deviendra-t-il un commodity mondial, ou restera-t-il principalement un instrument de transformation industrielle régionale ?

Deux trajectoires semblent plausibles sans être encore départagées par les données disponibles.

La première est celle d’une marchandisation progressive, tirée par la standardisation des vecteurs, ammoniaque en tête, et par la réduction des coûts logistiques à mesure que les volumes augmentent. Dans ce scénario, un marché mondial de l’hydrogène émerge effectivement, mais sur un horizon de quinze à vingt ans plutôt que dix, et pour des vecteurs spécifiques plutôt que pour l’hydrogène pur. Les acheteurs japonais, sud-coréens et européens qui ont investi dans des protocoles d’accord dès maintenant seraient les mieux positionnés pour bénéficier de cette maturation. Le signal à surveiller : les premiers contrats d’ammoniaque vert à long terme avec des clauses de prix indexées sur les coûts de production renouvelables, plutôt que sur les cours du pétrole.

La seconde trajectoire est celle de la régionalisation durable. Les avantages comparatifs en matière d’énergie renouvelable sont si marqués, le Moyen-Orient produit de l’électricité solaire à des coûts inaccessibles pour l’Europe du Nord, que les régions productrices optimisent durablement pour leur propre transformation industrielle. L’hydrogène devient un input dans une chaîne de valeur régionale, plutôt qu’un produit d’export. Plusieurs producteurs du Moyen-Orient envisagent la production de produits dérivés de l’hydrogène à valeur ajoutée. Les producteurs visent majoritairement des dérivés, notamment l’ammoniac, mais certains projets et expéditions concernent aussi l’hydrogène lui-même.

Dans ce scénario, les marchés d’hydrogène mondial restent minces et spécialisés, et l’Europe doit investir davantage dans la production domestique d’hydrogène.

Les deux trajectoires se superposent probablement : un marché mondial de l’ammoniaque vert et des fertilisants s’étoffe, pendant que l’hydrogène pur reste principalement un phénomène national ou régional. Le METI japonais, qui suit de près ces évolutions dans sa mise à jour 2026 de la Long-term Energy Outlook, semble avoir intégré cette bifurcation dans ses propres révisions stratégiques.

Pour les pays importateurs, la prudence commande de ne pas miser sur une seule trajectoire. Construire des capacités de production domestique, développer des corridors d’ammoniaque vert avec des partenaires fiables, et éviter de bloquer les décisions industrielles sur l’hypothèse d’un marché mondial de l’hydrogène pur qui pourrait mettre deux décennies à se matérialiser pleinement, c’est probablement la configuration qui expose le moins aux erreurs de prévision.

Ce réajustement est inconfortable pour les chancelleries qui avaient vendu à leurs industriels une vision d’abondance importée. Il dessine néanmoins un marché plus réaliste, fondé sur des vecteurs qui voyagent vraiment, des chaînes logistiques qui existent, et des débouchés industriels qui absorbent les volumes. La maturité d’un marché, même quand elle diffère de ses premières promesses, vaut mieux que la persistance dans une trajectoire que les coûts réels ont rendue intenable.

Sources

  1. SolarQuarter, Middle East Energy Outlook 2026 : Investment, Innovation and Decarbonization Drive Global Stability (janvier 2026)
  2. Wood Mackenzie Energy Transition Outlook 2026 (rapport, sans URL publique vérifiable)
  3. IRENA, Cost database et rapports hydrogène 2025-2026 (Agence internationale pour les énergies renouvelables)
  4. METI, Japan Long-term Energy Outlook 2026 (ministère de l’Économie, du Commerce et de l’Industrie du Japon)